Қабат мұнайының орташа көрсеткіштері
АҢДАТПА
Дипломдық жоба “Өзен кен орындағы айдау скважиналарын игеру кезіндегі
су қабылдағыш қасиетін арттыру жұмыстарын талдау” атты тақырыпқа
орындалған. Дипломдық жоба 5 бөлімнен тұрады:
1. Геологиялық бөлім.
2. Технико-технологиялық бөлім.
3. Экономикалық бөлім.
4. Техника қауіпсіздігі.
5. Қоршаған ортаны қорғау.
1. Геологиялық бөлімде Өзен кенорнының жалпы сипаттамасы берілген
және де кенорынның стратиграфиясы, тектоникасы, қабат сұйығының
құрамы, өнім қабаттарының өткізгіштік қасиеттері анықталған.
2. Техника-технологиялық бөлімінде ААҚ “ӨМГ” қарасты
(1 МГӨБ 1999-2002 жылдар арасындағы айдау скважиналар қор динамикасына
талдау жүргізіп, айдау скважиналарының қабылдауына әсер ететін факторларды,
қабатты ашуға қойылатын талаптарды анықтап, типтік жобалық скважинаны
таңдап, орнатылған жұмыс режимінен кейін скважинаны зертеу әдістерін және
қолданылатын жабдықтарды талдадым.
3. Экономикалық бөлімінде қабат қысымын ұстау жүйесіне кеткен жылдық
өндірістік щығындарын және айдау скважиналарында жүргізілетін шаралардың
экономикалық тиімділігін есептедім.
4. Техника қауіпсіздік бөлімінде ААҚ “ӨМГ” объектілерінің 2002 жылы
бойынша еңбекті қорғау және Өзен кенорнының ХІ( горизонтының қауіпті және
зиянды факторларын таңдау және игерудегі қорғау шараларын қарастырдым.
5. Қоршаған ортаны қорғау бөлімінде өндірістің биосфера
компоненттеріне әсерін талдау және атмосфераға әсер ету және гидросфераға
әсер ету және литосфераға әсер ету (топыраққа және жер қойнауына) және
ұйымдастыру шаралары және де өнеркәсіпорындардың қауіп санатын анықтау және
атмосфераны ластайтын заттардың ШРШ-мен жалғыз тұрақты көзбен шыққан
барынша жергілікті концентрацияның есептелулерін қарастырдым.
Мазмұны
КІРІСПЕ 3
1 ГЕОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ 5
1.1 Өзен кен орны жайлы жалпы мәліметтер 5
1.2 Кен орнының геологиялық зерттелуінің және игерілуінің тарихы 6
1.3 Стратиграфия 9
1.4 Тектоника 15
1.5 Мұнайгаздылық 16
1.6 Сулылық 21
1.6.1 Қабат суларының физика-химиялық қасиеттері 22
2. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ. 23
2.1. 1 ( 1 МГӨБ-дағы айдау скважиналар қорының динамикасы. 23
2.2 АЙДАУ СКВАЖИНАЛАРЫНДА ТҮП ЖӘНЕ ҚАБАТ ҚЫСЫМДАРЫН АНЫҚТАУ 25
2.3 ӨНДІРІЛЕТІН ӨНІМНІҢ СУЛЫЛЫҒЫ 28
2.4. АЙДАУ СКВАЖИНАЛАРЫНЫҢ ҚАБЫЛДАҒЫШ ҚАСИЕТІНЕ ӘСЕР ЕТЕТІН ФАКТОРЛАР 31
2.5. №1 МГӨБ-ДАҒЫ АЙДАУ СКВАЖИНАЛАРЫНЫҢ 34
ЗЕРТТЕУ ӘДІСТЕРІ ЖӘНЕ ТЕХНОЛОГИЯСЫ. 34
2.6 Айдау скважиналарын меңгеру тәсілдерінің салыстырмалы бағасы және
тәсілді таңдау. 36
2.7. ОРНАТЫЛҒАН ЖҰМЫС РЕЖИМІНЕН КЕЙІН СКВАЖИНАНЫ ЗЕРТТЕУ ЖӘНЕ ҚОЛДАНЫЛАТЫН
ЖАБДЫҚТАР. 37
2.8. Айдау скважиналарыныҢ санын 52
жӘне ҚабылдаҒыштыҒын аныҚтау. 52
2.9. СКВАЖИНАЛАРДЫҢ ҚАБЫЛДАУ ҚАСИЕТІН 55
АНЫҚТАУ. 55
2.10. ҚАБАТ ҚЫСЫМЫН ҰСТАУ ҮШІН ЖӘНЕ СКВАЖИНАНЫҢ ҚАБЫЛДАУ ҚАБІЛЕТІНЕ,
БЕЛГІЛЕНГЕН АЙМАҚҚА ОРНАЛҒАН СУ МӨЛШЕРІНІҢ ЕСЕБІ. 58
3 Экономикалық бөлім 60
3.1. Қабат Қысымын Ұстау жҮйесіне кеткен жылдыҚ Өндірістік шыҒындар есебі.
60
3.1.1. Амортизация есебі. 60
3.1.2. Энергетикалық шығындардың есебі. 62
3.1.3. Қосымша материалдар шығындарының есебі. 62
3.1.2. Мұнайды жинауға, тасымалдауға және технологиялық дайындауға
кеткен шығындар. 63
3.1.3. Қабатқа жасанды әсер ету бойынша шығындар. 64
3.1.6. Еңбек ақы қорының есебі. 65
3.1.7 Күрделі жөндеуге кететін шығындар. 67
3.1.8. Жылдың экономикалық тиімділік есебі. 70
4. ЕҢБЕКТІ ҚОРҒАУ БӨЛІМІ 71
4.1. ЕҢБЕКТІ ҚОРҒАУ 71
Қорғау шараларын игеру 74
5. ҚОРШАҒАН ОРТАНЫ ҚОРҒАУ 78
5.1. Өндірістің биосфера компоненттеріне әсерін талдау. 78
5.1.1 Атмосфераға әсер ету 79
5.1.2. Гидросфераға әсер ету. 81
5.1.3. Литосфераға әсер ету (топыраққа және жер қойнауына). 82
5.2 Ұйымдастырылған шаралар. 83
5.3. Техникалық шаралар. 83
5.3.1. Атмосфераны қорғау. 83
5.4. Өнеркәсіпорындардың қауіп санатын анықтау (ӨҚС) 86
5.4.1. Аттмосфераны ластайтын заттардың ШРШ-мен жалғыз көзден шыққан
барынша жергілікті концентарцияның есептелуі 89
5.4.2. Гидросфераны қорғау. 91
5.4.3. Литосфераны қорғау. 93
ҚОРЫТЫНДЫ 98
Әдебиеттер тізімі 100
КІРІСПЕ
Мұнайдың шаруашылықтағы маңызын халық ерте кездерден-ақ жоғары
бағалаған. Оны “жер майы”, “асыл май”, “тау майы” деп құрметпен атаған.
Қазіргі дәуірде мұнайды және одан алынатын әртүрлі құнды өнімдерді
қолданбайтын өндіріс немесе ауыл шаруашылық салалары кемдекем.
Бензин, керосин, тағы сол сияқты сан түрлі жанар және жағар майлардың
мұнай айыру зауыттарында жоғары температурада қыздыру, тағы басқа әдістер
арқылы алынатыны бәрімізге мәлім. Бұл өнімдер болмаған жағдайда жер үстінде
жүретін, суда жүзетін, ауада ұшатын сан алуан механизмдер мен машиналардың
қозғалысы не болмаса космос кемелерінің ғарышқа самғауы мүмкін емес еді.
Мұнайдың химия өнеркәсібі мен Отан қорғау мақсатындағы маңызы да
әркімге белгілі.
Мұнай қуатты және арзан отындардың қатарына жатады. Тас көмірмен
салыстырғанда оның қызуы әлдеқайда артық. Мысалы, бір тонна мұнай 1,3 тонна
антроциттің, 3 тонна қоңыр көмірдің, 3,3 тонна шымтезектің және 7 тонна
жанар сланецтің орнына жүреді. Осыған байланысты мұнай тектес газдың да
қуаты күшті. Соңғы 1997 жылға дейінгі тәуелсіз мемлекеттер бойынша
өндірілген газдың жылу қуаты бүкіл Донецк, Москва түбіндегі Печорск,
Қазақстандағы Қарағанды бассейндерінен өндірілген тас көмірдің барлық
жылуынан анағұрлым артық. Газ күлінен резина, машиналардың дөңгелектері,
пластмасса, тағы басқа көптеген өмірге керек заттар шығарылады.
Мұнай және одан алынатын өнімдер техникада ғана емес, сонымен бірге
басқа өнеркәсіп салаларында да кеңінен қолданылады. Мысалы, бензин еріткіш
ретінде, сүйектен тағамға керекті майларды айырып алуға да жұмсалады.
Сонымен қатар мұнайдың түрлі машина-механизм, аппарат майлары, лигройн,
газойл, парафин, вазелин, битум, мазут тағы басқалары алынады. Лигройн
жеңіл, ал газойл ауыр дизельдерде отын есебінде, парафин-майлы қышқылдар
мен спирттерді айыруда және электротехникада, оқшаулатқыш материалдар
құрылыста су өткізбейтін жабдықтар және жанармай шам есебінде
пайдаланылады. Парафиннің өзінен техникалық құнды түрлі майлар шығады. Олар
жан-жануарлардың алынатын тағамға қолданылатын майлардың орнына жібереді.
Көптеген иіс судың түрлері, кремдер, парфюмериялық жұмсақ майлар осы
мұнайдан дайындалады. Мұнай тектес газдардан алынатын шайырлардан
пластикалық масса, жасанды дәрі-дәрмектер, фотография пленкалары және
қысымға шыдамды сынбайтын әйнектер, тағы басқалар жасайды.
Медицинада аурулардың кейбір түрін емдейтін құнды әрі қымбат дәрі-
дәрмектер осы мұнайдан бөлініп шығарылған “ақ майдан” жасалады.
Қазіргі уақытта мұнай құрамына 1000-нан астам халық шаруашылығына
қажет заттар алынып отыр.
Мұнай мен газдан алынатын сан алуан түрлі химиялық, тағы басқа
заттардың шегіне адам баласы әлі де болса жете қойды деп айтуға болмайды,
оның шегі жоқ екені шындық. Ғылым мен техниканың бұдан былай да дами
түсуіне байланысты мұнай мен газдан алынатын пайдалы заттардың саны да арта
беретіні сөзсіз.
1 ГЕОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ
1.1 Өзен кен орны жайлы жалпы мәліметтер
Өзен кен орны Маңғыстау түбегінің геологиялық әдебиеттерде Оңтүстік
Маңғыстау ойысы деп аталатын оңтүстік шөл дала бөлігінде орналасқан.
Әкімшілік жағынан кен орны территориясы Маңғыстау облысы құрамына
кіреді. Ең жақын елді мекен Жаңа Өзен қаласы, ол кен орнынан оңтүстікке
қарай 8-15 км-де орналасқан. Батысында 80 км – Жетібай қаласы, ал 150 км –
Ақтау қаласы.
Орографиялық жағынан Оңтүстік Маңғыстау ауданы теңіз жаққа, оңтүстік-
батысқа қарай сәл көлбеуленген, төмпешікті үстірт түрінде, оның абсолютті
белгілері солтүстігінде +260 м және оңтүстігінде +24 м. Ауданның орталық
және оңтүстік бөлігінде үлкен ойпаттар бар, олардың ішіндегі ең ірісі
минималды абсолюттік белгісі – 132 м “Қарагие” ойпаты.
Аудан рельефі өте күрделі құрылысымен сипатталады. Орталық бөлігін
Өзен және Түнқарақшы ойпаттарының ортасында жатқан үстірт алады. Үстірттің
абсолюттік белгілері солтүстігінде +260 м және оңтүстігінде +200 м. Батысы
мен солтүстік-батысында кен орнының аумағы шегінде үстірт Өзен ойпаты
жағына қарай кемерлер түрінде күрт үзіледі.
Өзен ойпаты 500 км2 ауданды алады. Ойпаттың түбі жыралармен
кескіленген. Минималды абсолюттік белгісі +31 м.
Қарастырылып отырған аудан топырағы мен өсімдіктерінің сипатына қарай
шөлді аймаққа жатады. Ауданның шөл далалары негізінен су көзі
жетіспеушілігінен және өсімдік жабынының маусымдылығынан пайдаланылмайды.
Аудан климаты күрт континентальды, шөлейтті, тәуліктік температураның
күрт өзгеретіндігімен, ыстық, құрғақ жазымен және салыстырмалы суық қысымен
сипатталады. Жазда максималды температура +45 (С, минималды температура
қыста –30 (С.
Ауданда күшті желдер соғады. Қыста қар аз. Атмосфералық жауын-шашын
сирек және негізінен көктем-күз мезгіліне келеді.
Атмосфералық жауын-шашынның орташа жылдық мөлшері 100 мм шамасында,
және қардан жаңбыр көп жауады.
Жаңа Өзен қаласына ауыз су Сауысқан-Бостанқұм массивтеріне бұрғыланған
геологиялық скважиналардан 70 км суөткізгіш құбырлармен тасымалданады.
Техникалық сумен қамтамасыз ету альб-сеноман горизонттарының жер асты
сулары арқылы іске асырылады.
Ауданның елді мекендерін тас жол байланыстырады. Облыстың аудан
орталықтарын байланыстыратын темір жол бар.
Кен орнында өндірілген мұнай Атырау қаласына және одан ары Ресейге
жөнелтіледі. Жолаушы және өндірілген газ Қазақ газ өңдеу зауытына, және
сондай-ақ Ақтау қаласының пластмасса зауытына түседі.
1.2 Кен орнының геологиялық зерттелуінің және игерілуінің тарихы
Маңғыстауды зерттеу өткен ғасырдың аяғында басталған. Маңғыстау
мұнайының алғашқы белгілерін 1899-1901 жж. Таспас орлары мен құдықтарының
ауданында А.А.Насибьянц тапқан.
Өзен көтерілуі 1937-1941 жж. С.Н.Алексейчик далалық геологиялық
зерттеулер жүргізгенде анықталған.
1941-1945 жж. арасында Маңғыстауда геологиялық зерттеулер жүргізілген
жоқ.
1950 ж. ВНИГРИ Б.Ф.Дьяков, Н.Н.Черепанов және Н.К.Трифоновтың
жетекшілігімен Маңғыстауға ірі кешенді геологиялық-геофизикалық экспедиция
ұйымдастырды. Бұл коллектив ауданды зерттеуге үлкен үлес қосты. 1951 ж.
“Казнефтеобъединение” бас геологы Н.А.Кадин Батыс Қазақстанның геологиясы
мен мұнайлылығы бойынша кең мәлімет берді, барлық геологиялық материал
талданды және Маңғыстаудың мұнайгаздылық болашағы ерекше атап көрсетілді.
1951 ж. Казахстаннефтеразведка трестінің геологиялық-іздестіру
басқармасы (директоры К.Н.Тулин, бас геологы А.П.Черняева) Маңғыстау
түбегіне бұрғышылар партиясын бағыттады, олар Төбешік алаңында құрылымдық-
іздестіру бұрғылау жүргізе бастады.
1957-1961 жж. Маңғыстаудың өндірістік мұнайгаздылығы жөніндегі
мәселелер шешілді. Бұл мақсатта ВНИГРИ мұнайды іздеу және барлауға үш аудан
ұсынды. Қазан құрылымын бұрғылаудың нәтижесі болмады, Төбешік алаңында
мұнай кен орны анықталды, бірақ ондағы мұнай ауыр, шайырлы және барлауға
тиімсіз болып шықты, ал Жетібай және Өзен құрылымдары аумағында мұнайгаз
кен орындары анықталды. 1961 ж. желтоқсанның басында 1248-1261 м
аралығындағы N1 скважинаны сынағанда 10 мм штуцерден тәуліктік шығымы 80 м3
фонтан алынды. Горизонттың өндірістік бағалануы 1962 ж. сәуірде 3 режимде
сынаумен берілді. 1963 ж. наурыздың басында осы горизонттағы 2 және 22
скважиналардан мұнай фонтандары атқылады.
Өзен кен орнын өнекәсіптік меңгеруді жеделдету мақсатында КСРО
үкіметінің 1963 ж. 7 қыркүйектегі қаулысымен Шевченко (қазіргі Ақтау)
қаласында “Мангышлакнефть” бірлестігі құрылды да, Өзен экспедициясы соның
құрамына енді.
1965 ж. ВНИИ Өзен кен орнын игерудің Бас схемасын жасады және ол
Миннефтепром комиссиясымен бекітілді. Онда мынадай жағдайлар қарастырылды:
• кен орнын игерудің басынан бастап қабат қысымы мен температурасын көтеріп
ұстау;
• 4 пайдалану объектілерін бөліп алу: І объект – ХІІІ+ХІV горизонттар; ІІ
объект – XV+XVІ горизонттар; ІІІ объект – XVІІ горизонт; 4 объект – XVІІІ
горизонт;
• негізгі пайдалану объектілері (І және ІІ) бойынша кен орнын айдау
скважиналарымен 4 км блоктарға бөлу;
• барлық объектілерді біруақытта жеке блоктармен игеруге қосу;
• ІІІ объектіні нұсқа сыртынан су айдау жүйесімен игеру;
• ІV объектіні қабат қысымын көтерусіз, аралас режимде игеру.
Бірақ кен орнының су айдауға дайын еместігіне байланысты XІІІ-XVІІІ
горизонттар 2,5 жыл бойы ешбір әсер етусіз, табиғи серпінді су арынды
режимде игерілді.
Өзен кен орнының барлық өнімді горизонттары бойынша әсер етудің
қолданылудағы жүйесінің тиімсіздігінен скважиналар шығымы төмендей берді.
1971 ж. дейін су айдау көлемінің өсуіне қарамастан жылдық өндіру өсіміне
тек өндіру скважиналары қорының артуы арқылы ғана қол жеткізілді.
Негізгі алаңдар мен горизонттар бұрғыланып біткеннен соң мұнай өндіру
төмендеді және скважиналар өнімінің сулануы қарқындады. Мұнай өндірудің
құлау коэффициенті 1976 ж.-5, 1977-1979 жж. 15,6...10 % .
1974 ж. жасалған игеру жобасында келесі жағдайлар қарастырылды:
• әрбір горизонт жеке игеру объектісі болып табылады;
• өнімді горизонттар ені 2 км блоктарға айдау скважиналары қатарларымен
бөлінеді;
• жаңа скважиналар әрбір горизонтқа жеке бұрғыланады;
• ыстық су айдаудың жобалық көлемі ұлғайтылды және кен орнын 1979 ж. қарай
толығымен ыстық суға көшіру ұйғарылды.
Соңғы шарттың орындалуы қосымша 49,3 млн.т. мұнай алуға мүмкіндік
берер еді. Бірақ жоба орындалмады да, ыстық суға көшу толығымен 1983 ж.
ғана аяқталды.
Өнімді горизонттардан мұнайды алу ерекшеліктері мұнайдың қорын игеру
сипатының күрделі екенін көрсетті. Күрделі жағдайларда тек блоктық су айдау
жеткіліксіз болғандықтан кейін сатылық-термалдық су айдау, фигуралық су
айдау сияқты технологиялар қолданылды. Бұл технологиялар кен орнын игерудің
тиімділігін арттыруға жәрдемдесті.
Қазіргі кезде ыстық су әртүрлі қондырғыларда дайындалады. Ыстық суды
дайындауға көп шығын шығатын болғандықтан ыстық су айдаудың циклдік әдісі
игерілген. Оның мағынасы өнімді қабатқа берілген көлемде бірде ыстық, бірде
салқын су айдалады. Ыстық су айдау процесінде қабаттың жабыны мен табаны
қыздырылады. Бұл жағдайда салқын су қабаттың қызған жабыны мен табанынан
келетін жылу арқылы жылиды, ал, артынан салқын су айдағанда ыстық су
қабатқа қарай ысырылады.
1.3 Стратиграфия
Өзен кен орнында терең барлау бұрғылаумен қалыңдығы шамамен 3600 м
шөгінді мезозойлық жыныстардың қабаты ашылған, оның құрылымында триас, юра,
бор, палеоген, неоген және төрттік шөгінділері орын алады. Олардың былай
белгіленуі скважина үлгітастарын зерттегенде алынған палеонтологиялық
мәліметтерге және Маңғыстаудың басқа аудандарының ұқсас шөгінділерімен
салыстыруға негізделген. Бөлімдер, ярустар және подярустар арасындағы
шекаралар шартты, негізінен электрокаротаж бойынша жүргізілген. Соңғы кезде
микрофауна мен т.б. зерттеулер арқасында қолда бар стратиграфиялық
үлгілерді өзгертуге және анықтауға мүмкіндік туып отыр.
Өзен кен орнының мұнайгаздылығы юра және кейде бор шөгінділерімен
байланысты. Кен орнының геологиялық қимасында бор және юра шөгінділеріне
қарасты 26 құмды горизонттары анықталған. І-XІІ горизонттар (жоғарыдан
төмен қарай) жасы бор - газды, XІІІ-XVІІІ горизонттар - жоғарғы және орта
юра - кен орнының негізгі мұнай-газды қабаты, жеке күмбездерде төменгі
юраның XІX-XXІV горизонттары мұнайгазды.
Пермь-триас (РТ) шөгінділері Өзен кен орнының ең көне жыныстары
болып табылады.
Пермь-триас жүйесі (РТ)
Жоғарғы пермь терең метаморфизм іздері бар күңгірт полимикті
құмтастармен және қара сланецтермен көрінеді. Төменгі триас (Т) шөгінділері
қоңыр аргиллиттермен және орта түйіршікті құмтастармен орын алады. Бұл
шөгінділердің оңтүстік Маңғыстаудағы қалыңдығы 440 метрге жетеді, жабынында
шайылудың ізі бар.
Оленек және орта триас жыныстары құмтастар мен қышқылды туфтар
қабатшалары бар қара және қарасұр аргиллиттер, әктастар, алевролиттердің
біртұтас, едәуір біртекті тобын құрайды. Бүл шөгінділер жалпы қалыңдығы
1500-1600 м болатын біртұтас оңтүстік Маңғыстау тобына бөлінген.
Юра жүйесі (J)
Юра жүйесі шөгінділерінде барлық үш бөлім де кездеседі: төменгі, орта
және жоғарғы, жалпы қалыңдығы 1300 м.
Төменгі бөлім (J1)
Қиманың төменгі юра бөлігі құмтастар, алевролиттер мен саздың
араласуынан тұрады. Қүмтастар сұр және ақшыл сұр, көбіне ұсақ және орта
түйіршікті. Ірі түйіршікті түрлері қиыршық тас түйіршіктері қоспасымен
бірге сирек те болса кездеседі. Кейде құмтастар ақшыл сұр алевролиттерге
немесе сазды құмтастарға ауысады.
Құмтастар мен алевролиттер цементі сазды немесе сазды-кремнийлі.
Саздардың түсі сұр және күңгірт, кейде қоңыр. Олар әдетте аргиллитке ұқсас
және көмір тектес затпен байытылған. Құмтастар, алевролиттер мен саздардың
алмасуы негізінен қиғаш қабатталады. Төменгі юраның жабынында сазды бүйрек
тәрізді құрылым дамыған, оның қалыңдығы шайылу нәтижесінде күрт
өзгерістерге ұшыраған. Төменгі юра шөгінділерінің қалыңдығы 120-130 м.
Төменгі юра қимасында XXІV-XXV екі өнімді горизонт айқындалған.
Ортаңғы бөлім (J2)
Оңтүстік Маңғыстаудың орта юра шөгінділері мұнайгаздылығы жағынан ең
ірісі. Сондықтан орта юраны бөлшектеп стратиграфиялық мүшелеу өнімді
горизонттарда олардың корреляциясын айқындаумен тығыз байланысты. Орта
юрада жалпы қалыңдығы 700 м аален, байос және бат ярустары айқындалады.
Аален ярусы (J2 a)
Аален ярусы негізінен мортсынғыш, құмды-галькалы жыныстардан құралған
және орта юра қимасының базальді қабаты ретінде қарастырылуы мүмкін.
Ярустың қимасында сұр және қоңыр әртүрлі түйіршікті құмтастар басым,
олардың арасында орта және ірі түйіршіктілері кең жайылған. Кейде соңғылары
гравелиттермен алмасады. Аален құмтастары мен гравелиттерінің цементі
негізінен сазды, кейде карбонатты және байланысқыш түрлі болады. Біршама
көп жұқа қабаттар түрінде құмтастар мен гравелиттер арасында ұсақ галькалы
конгломераттар да кездеседі. Саздар әдетте , сұр, қарасұр, кейде қоңыр
түсті, тығыз, аргиллитке ұқсас.
Ярустың жалпы қалыңдығы 330 м. Аален мен байос ярустары арасындағы
шекара XXІІ горизонттың табанымен өтеді.
Байос ярусы (J2 b)
Байос шөгінділері ең көп және барлық жерде тараған. Байос ярусының
шөгінділері негізінен арасында көмір қабатшалары бар алевролиттер мен
саздардан құралған континентальды фациялармен белгіленді. Байос ярусы
қимасының төменгі бөлігінде сазды және алевролитті жыныстар, жоғарғы
бөлігінде құмтасты жыныстар басым. Олардың қалыңдығы 500-ден 520 м-ге дейін
өзгереді. Зерттеулер кешені бойынша байос ярусының шөгінділері екі
подярусқа бөлінеді.
Төменгі байос (J2 b1)
Бұл подярустың шөгінділерінің жалпы қалыңдығы 470 м, және саздар,
құмтастар мен алевролиттердің, көмір тектес заттың қабатшалары алмасуымен
көрінеді. Жыныстар негізінен жұқа қабаттармен қатталады. Қүмтастар мен
алевролиттердің түсі негізінен сұр және ақшыл сұр, кейде қоңыр және сары да
болады. Сирек қарасұр түсті құмтас-алевролит жыныстар да кездеседі. Саздар
көбіне қарасұр, тіпті қара, кейде қоңыр түсті.
Өзен кен орнының төменгі байос шөгінділерінде XXІІ, XXІ, XX, XІX,
XVІІІ және XVІІ горизонттар орналасқан.
Жоғарғы байос және бат ярустары (J2 b2+bt)
Олардың шөгінділері арасында саз қабатшалары бар біршама қалың
құмтастар мен алевролиттер қабаттарынан тұрады. Құмтастар сұр, қоңыр-сұр,
нашар және орташа цементтелген.
Алевролиттер сазды, құмтасты, ірі түйіршікті және құрамы айқын емес.
Саздар қара қоңыр-сұр. Байос және бат шөгінділерінің арасындағы шекара
шартты түрде XV горизонттың табанымен өтеді. Жоғарғы байос-бат
шөгінділерінің қалыңдығы 100-150 м.
Жоғарғы бөлім (J3)
Жоғарғы юра бөлімінде негізінен теңіз шөгінділері мен жануарлар
қалдықтары түрінде кездесетін келловей, оксфорд және кембридж ярустары
ерекшеленеді.
Келловей ярусы (J3 k)
Қүмтастар, алевролиттер мен кейде әктастар қабатшалары араласқан сазды
қалың қабаттар түрінде кездеседі. Келловей ярусының саздары сұр, қарасұр,
күлдей сұр, кейде жасыл және қоңыр түсті. Қүмтастар мен алевролиттердің
түсі сұр, жасыл-сұр, кейде қарсұр және қоңыр. Қүмтастар арасында ұсақ
түйіршіктілері көп. Келловей ярусында XІV горизонттың жоғарғы бөлігі мен
XІІІ горизонт орналасқан. Оның қалыңдығы 50-135 м.
Оксфорд-кембридж шөгінділері (J3о- km)
Юра шөгінділерінің мұнайгаздылығын бағалағанда оксфорд-кембридж
шөгінділері аален-келловей кешені мұнайлы қабатының үстін жапқан сазды-
карбонатты жабын ретінде көрінеді. Ол саз-мергель жыныстарының біршама
қалың қабатынан құралған, ара-арасында құмтастар, алевролиттер мен әктастар
жұқа қабатшалар түрінде кездеседі. Оксфорд-кембридж шөгінділерінің
қалыңдығы төменгі будақ үшін 50-55 м, жоғарғысы үшін 30-97 м.
Бор жүйесі (К)
Бор жүйесінің шөгінділері жоғарғы юра шөгінділерінің шайылған бетінде
орналасады және төменгі, жоғарғы бөлімдері мен барлық ярустарымен орын
алған. Литологиялық және генетикалық белгілері бойынша бор шөгінділері үш
бөлікке бөлінеді: төменгі терриген-карбонаттық, ортаңғы терриген (альб,
сеноман) және жоғарғы карбонат (турондат) ярустары. Төменгі бөлікке ХІІ
горизонт, ал ортаңғы және жоғарғы бөліктерге І, ІІ, ІІІ, ІV, V, VІ, VІІ,
VІІІ, ІX, X және ХІ газды горизонттар жатады. Бор шөгінділерінің қалыңдығы
1100 м шамасында. Бор шөгінділерінің өнімді қалыңдығы алевролит және саз
қабаттары мен будақтарының біртекті астарласуы ретінде көрінеді.
Кайнозой тобы (KZ)
Кайнозой тобында палеоген және неоген жыныстары орын алған. Палеоген
шөгінділеріне мергель-әктас жыныстары мен саздардың бірқалыпты қабаты
жатады. Палеоген шөгінділерінің қалыңдығы 150-170 м. Неоген жүйесі тортон
және сармат ярустарымен көрінеді. Тортон ярусының қалыңдығы 19-25 м, сармат
ярусы - 80-90 м.
Палеоген жүйесі (Р)
Палеоген шөгінділеріне эоцен және олигоцен бөлімдері жатады. Эоцен
бөлімі саз қабатшалары араласқан мергель және әктастар түрінде. Олигоцен
бөлімі сұр және ақшыл сұр түстес саздардың бірқалыпты қабаты түрінде.
Палеогеннің қалыңдығы 150-170 м.
Неоген жүйесі (N)
Неоген шөгінділері тортон және сармат ярустарының шөгінділері түрінде
кездеседі. Тортон ярусына саздар, мергелдер, құмтастар мен әктастар
қабатшалары кіреді. Сармат ярусы әктастар, мергелдер мен саздардың
астарласуынан тұрады. Неоген жүйесінің жалпы қалыңдығы 115 м-ге жетеді.
Төрттік жүйесі(Q)
Төрттік жүйе эмовиаль-демовиаль текті құмдар, саздар, суглиноктармен
көрінеді. Шөгінділер қалыңдығы 5-7 м.
1.4 Тектоника
Оңтүстік Маңғыстау сйыстары жүйесінің солтүстік қанатына жататын
Жетібай-Өзен тектоникалық баспалдағының шектерінде қазіргі уақытта біршама
құрылымдар шоғырлары айқындалған, олармен мұнай және газ кен орындары
байланысты. Олардың қатарына Өзен, Жетібай, Қарамандыбас, Теңге, Тасболат,
Асар, Оңтүстік Жетібай, Ақтас, Шығыс Жетібай кіреді.
Солтүстігінде Өзен құрылымы оңтүстік-шығыс антиклиналь аймағымен
шектеседі, олардың арасында жіңішке Қызылсай ойысы жатыр, солтүстік қанатта
жыныстардың құлау бұрышы 3(. Жыныстардың құлау бұрышы 5-6( болатын оңтүстік
бөліктің қатпары да осындай жіңішке ойыспен Теңге көтерілуінен бөлінеді.
Ауданның батыс бөлігінде Өзен қатпарының периклиналі үлкен емес белес
арқылы Қарамандыбас құрылымымен жалғасады. Ауданның шығыс бөлігінде,
Түнқарақшы ойпатының шығыс шегінде Өзен көтерілуі күрт төмендейді.
Өзен кен орны ірі брахиантиклиналь қатпарына жатады, оның өлшемдері
9х39 км. Қатпар пішіні симметриялы емес. Оның күмбезі шығысқа ығысқан,
соның нәтижесінде шығыс периклиналь қатты созылған солтүстік-батыс
периклиналге қарағанда қысқа. Оңтүстік қанат шамалы тіктеу. Мұнда XІV
горизонттың жабыны бойынша құлау бұрышы 6-8(. Қатпардың солтүстік бөлігі
біршама жайпақтау. Солтүстік қанаттың батыс жартысында ХІІ горизонттың
жабыны бойынша құлау бұрышы 1-3(. Құрылымның батыс бөлігінде мұнай
кеніштері бар күмбездер ерекшеленеді: Солтүстік-батыс және Парсымұрын.
Өлшемдері үлкен емес Парсымұрын күмбезі Өзен құрылымының оңтүстік
қанатын күрделіндіреді. XVІІІ горизонттың жабыны бойынша көтерілу
амплитудасы 30 метрге жетеді, және соңғы 1300 м тұйық изогипс бойынша
құрылым өлшемдері 2,9х0,9 км. Солтүстік-батыс күмбез Өзен құрылымының
солтүстік қанатын күрделілендіреді. 1300 м изогипс бойынша көтерілу
өлшемдері 3,5х2 км, амплитудасы 32 м.
Қатпар периклиналі де симметриялы емес. Солтүстік-батыс периклиналдің
оңтүстік бөлігінен басқа жағы төмендеген, өте жайпақ, қатты созылған. Өзен
қатпарының периклиналдық аяқталуы мұнда ХІІІ горизонт жабынында 1700 м
изогипспен ерекшеленеді. Келесі изогипстер Өзен және Қарамандыбас
қатпарларын N58 скважина ауданында кішкене ойпат арқылы тұтас көтерілімге
біріктіріледі. Шығыс периклиналь ендік бағытта созылған. Мұнда ХІІІ
горизонттың жабыны бойынша құлау бұрышы 3-4(.
Құрылым өсінің ундуляциясы назар аударады, оның нәтижесінде негізінен
құрылымның ұзын өсіне тураланған күмбез тәріздес көтерілулер қатары
белгіленеді. Өзен көтерілуінің орталық бөлігіне Қумұрын күмбезі кірігеді,
онда да мұнай кеніштері бар. XІV горизонт жабыны бойынша күмбез өлшемдері
10.8х4.5 км, амплитудасы 105 м.
1.5 Мұнайгаздылық
2000 ж. Өзен кен орнынан 3606100 т мұнай өндірілді. Мұнай өнімінің
горизонттар бойынша бөлінуі төмендегідей (%): ХІІІ горизонт - 27,5; XІV
горизонт - 39,9; XV горизонт - 12; XVІ горизонт - 10,9; XVІІ горизонт -
5,7; XVІІІ горизонт – 1,7; Қумұрын күмбезі - 1,2; Парсымұрын күмбезі 1,2.
80 жылдарда Қумұрын, Солтүстік-батыс және Парсымұрын күмбездерінің өнімді
горизонттары қарқындата бұрғыланды. Бұл олардан мұнай өндірудің сәйкес 4,
66 және 58 %-ке өсуіне әсер етті. XІІІ-XІV горизонттардан мұнай мен
сұйықтықтың басым бөлігі өндіріледі. Олардан өндірілген мұнай барлық кен
орны өнімінің 64 %-ін құрайды. Кен орнында горизонттар бойынша бір өндіру
скважинасының орташа тәуліктік шығымы мұнай бойынша 3.1-5,4 ттәулік,
сұйықтық бойынша 6,7-15,8 ттәулік. XІІІ-XІV горизонттар айдау
скважиналары қатарларымен 64 жеке игеру бөліктеріне бөлінген. Тіпті бір
горизонттың бөліктері бір-бірінен бастапқы баланстық, игерілген қорларымен
және өнімді қабаттарының қасиеттерімен, бұрғылану дәрежесімен ерекшеленеді
және сондықтан мұнай мен сұйық өндіру кең аралықта өзгереді. 1.01.97 ж.
мұнай мен газ өнімінің өндіру сипаттамасына қарасақ, кен орнынан мұнай
негізінен механикалық тәсілмен (97 %) өндіріледі: терең сорапты (ШТС) және
газлифт. Газлифт скважиналарының қоры барлық өндіру қорының 9,2 %-ін
құрайтынына қарамастан, газлифт тәсілімен мұнай өндіру 16,6 %, ал сұйықтық
өндіру 24 %. Бұл газлифт скважиналарындағы мұнай мен сұйықтық шығымының
мөлшері өндіру қорының 90 %-ін құрайтын терең сорапты скважинадар шығымынан
3-3,5 есе көптігімен түсіндіріледі.
Өзен кен орнының газдары метандық газ типіне жатады, тереңдеген сайын
этан көбейеді. Газды горизонттарда негізінен азот, көмірқышқыл газы қоспасы
бар құрғақң метан газы кездеседі. Газ тығыздығы 0,562-0,622 кгм3
шамасында.
Алаң бойынша қабат коллекторлардың таралуы тиімді мұнайлы қалыңдықтар,
игеру кешендері және тұтас горизонттар карталары бойынша анықталған.
Өзен кен орнының өнімді шөгінділері коллекторлардың ерекше түріне -
қасиеттерінің өзінділігімен ерекшеленетін полимиктілік құрамды
коллекторларға жатады. Бүл коллекторлардың осы түрге жатуын межелейтін
негізгі фактор жыныстар құрамында энергетикалық өзгерулерге ұшырайтын,
химиялық және механикалық әсерлерге орнықсыз минералдардың көп болуы.
Егер кварцтық құмтастарда кварц шамамен 95 % құраса, ал Өзен кен
орнынын полимикталық коллекторларында кварц құрамы 30 % шамасында;
жыныстсрда кварц құрамы 70 % болса, минерал орнықсыз саналады.
Негізінен қаңқа фракциясын бекітуге, тығыздауға және цементтеуге
кететін жыныстардың түрленуі көп кішкене қуыстардың қалыптасуына
соқтырады. Нәтижесінде жеке үлгілерде кеуектілік шамасы 30 %-ке жетеді.
Өткізгіштіктің салыстырмалы төмен шамаларындағы суға қаныққандықтың жоғары
болуы да кішкене қуыстардың көптігімен түсіндіріледі. 1.1-кестеде
келтірілген.
1.1 кесте - Геофизикалық мәліметтермен анықталған кеуектілік шамалары
Горизонттар m, %
XІІІ 21
XІV 22
XV,XVІ 23
XVІІ,XVІІІ 24
Өткізгіштік Өзен кен орны қабат-коллекторларының негізгі сипаты. Бұл
шаманы толық анықтау үшін кәсіпшілік-геофизикалық материалдар қолданылды.
Өткен жылдар зерттеулері негізінде үлгітасты талдау бойынша табылған
қабаттар өткізгіштігі коэффициенті мен бұл қабаттардың геофизикалық
параметрлері арасында біршама тығыз коррелятивтік байланыстар бар екені
анықталды. Өткізгіштіктің жеке потенциалдар мен гамма-әдіс көрсеткіштерімен
байланысы көрсетілді. Табылған өткізгіштік шамалары бөліктерді, белгіленген
аймақтарды және тұтас горизонттарды сипаттауға пайдаланылды. Мәліметтерді
ары қарай қолдану ыңғайлы болу үшін және есептеу операцияларын
механикаландыру үшін өткізгіштік жайлы барлық мәліметтер перфокарталарға
түсірілді. Кейін ЭЕМ-да арнайы қарастырылған бағдарлама бойынша бөліктегі
және тұтас горизонттағы әрбір қабат, будақ бойынша статикалық қатарлар мен
көрсеткіштер анықталды.
1.2 кесте - Бөліктер мен горизонттар бойынша есептеу нәтижелері
Горизонттар kop, мкм2 Скв. Саны hM.OP., м
XІІІ 0,206 458 10,8
XІV 0,290 349 24,0
XV 0,167 373 15,5
XVІ 0,207 311 18,4
XVІІ 0,76 96 23,4
XVІІІ 0,178 63 19,8
Бөліктер бойынша өткізгіштік шамасы 0,72-0,384 мкм2. Өткішгіштіктің
орташа шамасының ауытқулары әрбір горизонтқа сипатты. Кестеде сондай-ақ
скважиналар санымен анықталған мұнайға қаныққан қалыңдықтың орташа
арифметикалық шамасы берілген. Бұл мәліметтерді қарастырсақ, горизонттар
мен бөліктердің мұнайлы қалыңдықтарының әртүрлі екенін көреміз. ХІІІ
горизонт ең аз қалыңдықпен сипатталады.
XVІ горизонт құрылысында белгілі геологиялық заңдылық бар: ұсақ
түйіршікті құмтастар, алевролиттер, саздар, әктастардың жұқа қабаттары мен
мергелдердің астарласуы түріндегі анық құрылыс қатарында қалыңдығы 10-47,3
м-ге жететін, барынша сұрыпталған орта және ірі түйіршікті құмтастар
аймақтары ерекшеленеді. Бұл құмды денелер ені 200-700 м жұқа жолақтар
түрінде. Біртекті құмтастар үшін өткізгіштік жоғары (0,2-1,2 мкм2) шамасы
мен қабат коллекторлардың қалыңдығының 10-51 м-ден 0,5-1.6 м-ге күрт азаюы
мен 0,05 мкм2 өткізгіштікті болуымен байланысты горизонттың негізгі
бөлігімен нашар гидродинамикалық байланыс сипатты. Сондықтан
коллекторлардың өндірілген және бастапқы баланстық қорларының жағдайын
талдау үшін барлық нақты материалдар алғаш рет тұтас горизонттардағы жоғары
өнімді аймақтар мен төмен өнімді аймақтар үшін жеке-жеке өңделді. Бұдан
басқа, скважиналар бойынша жаңа қосымша материал мен геологиялық құрылымдар
алаң бойынша коллекторлар түрлерінің таралу ерекшеліктері мен ішкі және
сыртқы мұнайлылық нұсқасын дәл анықтауға мүмкіндік берді.
XVІ өнімді горизонтқа ортаңғы юраның байос ярусының жоғарғы бөлігіне
жататын шөгінділер кешені кіреді. Горизонттың жалпы қалыңдығы 40-50 м.
Мұнайға қаныққан орташа тиімді қалыңдық 18 м. Барлық горизонттар сияқты
күрделі көпқабатты игеру кешені болып табылады. Күрделі болуы қабаттардың
литологиялық қасиеттерінің өзгергіштігіне байланысты. XVІ горизонт құмтас-
алевролит және саз шөгінділерінің астарласқан түрінде.
XІІІ-XVІІІ горизонттар мұнайларының қасиеттері аномальдық сипатқа ие:
мұнайда парафин (29 %) мен асфальтенді-шайырлы заттардың (20 %) көп болуы;
мұнайдың парафинмен қанығу температурасы бастапқы қабат температурасына
тең;
құрылым күмбезінде мұнайдың газбен қанығу қысымы мен бастапқы қабат
қысымының арасының шамалас болуы;
газсыздандырылған мұнайдың орташа қатаю температурасы +30(С
1.3 кесте - Қабат мұнайының орташа көрсеткіштері
Көрсеткіштер XVІ горизонт
Мұнайдың газбен қанығу қысымы, МПа 10,2
Газ құрамы, м3 м3 58
Мұнай тұтқырлығы, мПа(с 3,5
Мұнайдың парафинмен қанығу температурасы, (С 66
1.6 Сулылық
1965 ж. Өзен кен орнының қимасында терең бұрғылау нәтижесінде ашылған
стратиграфиялық, литологиялық, коллекторлық қасиеттер негізінде екі
гидрогеологиялық қабат анықталған: бор және юра. Олардың ортасында
қалыңдығы 100 м саздар мен мергелдерден құралғвн қалқан бар.
Юра кешенінің сулылығы
Юра шөгінділерінде екі сулы кешен көрінеді: келловей ярусының ортаңғы
және төменгі юрадан тұратын терригендік пен карбонаттық жоғарғы юра.
Терригендік сулы кешен
ЖАЛПЫ ҚАЛЫҢДЫҒЫ 800-1000 М ТЕРРИГЕН ЖӘНЕ САЗДЫ ЖЫНЫСТАР АРАЛАСУЫ
ТҮРІНДЕ. ЮРА ТЕРРИГЕНДІК СУЛЫ КЕШЕННІҢ СУЛАРЫНЫҢ МИНЕРАЛДЫЛЫҒЫ 127-152
МГЛ, ХЛОР ҚҰРАМЫ - 2700-2900 МГ.ЭКВ.Л, МАГНИЙ - 140-180 МГ.ЭКВ.Л,
КАЛЬЦИЙ - 400-500 МГ.ЭКВ.Л, ЙОД - 3-8 МГ.ЭКВ.Л, ЙОД ГИДРОКАРБОНАТЫ - 2-3
МГ.ЭКВ.Л. ӨЗЕН КЕН ОРНЫНЫҢ ЮРА СУЛАРЫ ҮШІН АЛЮМИНИЙ ҚҰРАМЫ БІРШАМА ЖОҒАРЫ
- 60-70 МГ.ЭКВ.Л. БҰЛ СУЛАР ХЛОРКАЛЬЦИЙ ТҮРІНЕ ЖАТАДЫ.
Карбонаттық сулы кешен
КЕШЕН САЗДЫ МЕРГЕЛЬ ҚАЛЫҢДЫҒЫНАН БӨЛЕКТЕНГЕН ЖӘНЕ ЛИТОЛОГИЯЛЫҚ ЖАҒЫНАН
ҚҰМТАС ҚАБАТШАЛАРЫ БАР ӘКТАСТАРДАН ҚҰРАЛҒАН. БҰЛ ШӨГІНДІЛЕРДІҢ СУЛАРЫ ЖАЛПЫ
МИНЕРАЛДЫЛЫҒЫ ЖАҒЫНАН ДА, ЖЕКЕ КОМПОНЕНТТЕР ҚҰРАМЫ ЖАҒЫНАН ДА ТЕРРИГЕНДІК
СУЛАРДАН ЕРЕКШЕЛЕНЕДІ. ЖАЛПЫ МИНЕРАЛДЫЛЫҚ 23,3-36,8 МГЛ ШАМАСЫНДА. ЙОД
ҚҰРАМЫ 2-3 МГ.ЭКВ.Л. СУ СУЛЬФАТ-НАТРИЙ ТҮРІНЕ ЖАТАДЫ.
Бор кешенінің сулылығы
БОР ҚАБАТЫ 700-800 М ҚҰМТАС-АЛЕВРОЛИТ ШӨГІНДІЛЕРІНІҢ АРАЛАСУЫНАН
ТҰРАДЫ. БОР ЖҮЙЕСІНІҢ ТЕРРИГЕНДІК ШӨГІНДІЛЕРІНДЕ ЕКІ СУЛЫ КЕШЕН БАЙҚАЛАДЫ:
НЕОКОМ ЖӘНЕ АЛЬБ-СЕНОМАН. ОЛАРДЫ БІР-БІРІНЕН БӨЛІП ТҰРҒАН ҚАЛҚАН РЕТІНДЕ
АПТ САЗДАРЫНЫҢ ОРНЫҚТЫ БУДАҒЫ ҚЫЗМЕТ ЕТЕДІ. НЕОКОМ СУЛАРЫНЫҢ ЖАЛПЫ
МИНЕРАЛДЫЛЫҒЫ - 19,3-21,7 ГЛ. СУДА БРОМ – 45 МГЛ, АЛЮМИНИЙ - 10 МГЛ,
СУЛЬФАТТАР - 5-10 МГЛ. СУ ХЛОРКАЛЬЦИЙЛІК ТҮРГЕ ЖАТАДЫ.
Альб-сеноман сулы кешенінің қабаттық сулары неоком суларына қарағанда
жақсы зерттелген. Бұл қабат суларының жалпы минералдылығы - 11,32-14,71
мгл. Сульфаттар - 40-50 мг.экв.л, және олардың концентрациясы жоғарыдан
төмен азаяды. Йод - 1-3 мгл, алюминий шамамен 10 мгл, Сулар
гидрокарбонаттық-натрийлік, сульфат-натрийлік, хлоркальцийлік түрге жатады.
1.6.1 Қабат суларының физика-химиялық қасиеттері
Өзен кен орнының қабат сулары химиялық құрамы бойынша екі топқа
бөлінеді: бірінші топ - бор, екінші топ - юра шөгінділерінің сулары.
Бор шөгінділерінің сулары негізінен сульфат-натрийлік түрге жатады
және минералдылығы 10 гл-ге дейін.
XІІІ-XXІІІ өнімді юра горизонттарының қабат сулары құрамы бойынша
біртекті хлоркальцийлік түрдегі, минералдылығы 130-170 гл тұздықтар
түрінде көрінеді. Сулар сульфатсыз, бромның өнеркәсіптік құрамы 500 мгл,
йод - 20 мгл және т.б. құнды компоненттер бар. Сулардың көлемдік газ
факторы 0,5-0,9 м3м3 -тен аспайды және тек мұнай мен газ кеніштері
нұсқалары маңында, сондай-ақ терең жатқан горизонттар суларында ол 1,0-1,2
м3м3-қа жетеді.
Суда еріген газ құрамының 80-90%-і метан, 4-8%-і ауыр көмірсутектер,
3,2-13%-і азот, 0,5-7,3 %-і көмірқышқыл газ. Күкіртсутек газы жоқ.
Қабат суларыныңорташа тығыздығы 1081 (ХІІІ горизонт) - 1105 кгм3
(ХХІV горизонт), қалыпты жағдайларда барлық горизонттар үшін орташа 1098
кг м3.
Қабат қысымы 11,4 Мпа және температурасы 62(С-де минералдылығы 140
мгл су үшін анықталған физикалық шамалар: тұтқырлық - 0,6 мПа(с, көлемдік
коэффициенті - 1,015, сығымдылық коэффициенті - 3,2 Па-1.
2. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ.
2.1. 1 ( 1 МГӨБ-дағы айдау скважиналар қорының динамикасы.
Өзен кенорнында 2002 жылдың соңына дейін айдау скважиналар қоры
кестенің көрсеткіштері бойынша 1228 дана. Олардың жұмыс істеп тұрғаны 679
скважина, бұл 2002 жылға қарағанда 778 скважина 12,7(-ке азайды. Айдау
скважиналарының жұмыс істеп тұрған қорының 1995 жылдан 2002 жылға дейін
жалпы динамикасы келесідей: 1995 жылда-763, 1996 жылда-778, ал 1997 жылда-
679. Егер 1995 жылдағы жұмыс істеп тұрған қорын 100(-тен алсақ, онда
процентке қарап азаяды; 1997 жылда 5,2(-ке азайды; 1998 жылда 2,4(-ке
азайды. 2001 жылда скважина саны 2000 жылға қарағанда әлдеқайда скважиналар
1,5(-ке ұлғайып отыр.
1995 жылдан 2002 жылға дейінгі кезеңі ішіндегі жұмыс істеп тұрған
скважиналар саны 32,4(-ке азайды.
Жұмыссыз тұрған скважиналардың динамикасын процентке айналдырған кезде
1995 жылдағы скважиналар саны 100 болатын болса, келесідей 1996 жылда-54,8(-
ке азайды; 1997 жылда –36,5(-ке азайды, 1998 жылы 9,7(-ке азайды, 1999 жылы-
10,2(-ке азайды, ал 2000 жылда олардың саны тек қана 2,1(-ке азайды.
1995-2000 жылдар кезеңі ішіндегі жойылған скважиналар саны тек қана 10
скважинаға көбейді, яғни 1995 жылда 545 скважина болса, ол келесі жылдары
555 скважина болып қалды.
Консервацияда жатқан скважиналар саны өзгермей бір қалыпта тұр, яғни
1995 жылы және 2001 жылдар кезеңі ішінде 0 (ноль) скважина.
Осы кестенің және жүргізіліп жатқан талдау бойынша скважиналар санының
азаю қарқыны жұмыссыз тұрған скважиналар санына байланысты еместігі және
жойылған скважиналар санына байланысты болмау, жойылған скважиналар саны
болғаны 10 дана және концервацияда жатқан скважиналар санына да байланысты
екендігі көрініп тұр.
Айдау скважиналар санының азаю қарқынына бақылау скважиналар санының
өскендігінің санына байланысты болады. Кестеге сүйене отырып қарасақ
бақылау скважиналар санының қарқыны 1995 жылдан 2000 жылға дейін өсіп
тұрады. Тек қана 1997 жылда 11 скважинаға аз, 1992 жылға қарағанда.
Жалпы бақылау скважиналар саны 1995 жылдан 2000 жылға дейін 209
скважинаға көбейді, процентке айналдырып қарасақ осы кезең ішіндегі
скважиналар саны 120,1(-ке дейін өсті.
Меңгеруде жатқан скважиналар саны 3 дана. Скважиналар санының азаю
қарқыны келесідей: 1992 жылда 9-ға азайды және 2002 жылда 10 шыңырауға
азайды.
Айдау скважиналар қорының динамикасы Кесте -2.1.1.
ЖЫЛ1995 1996 1997 1998 1999 2002
қор
1 2 3 4 5 6 7
1. Барлығы, шың 1186 1253 1297 1284 1280 1228
2. Жұмыс істеп тұрған 1005 1997 952 763 778 679
3. Жұмыссыз тұрған 558 252 354 515 501 546
4. Меңгеру 13 4 0 6 1 3
5. Бақылау 174 216 205 265 294 383
6. Концервация 0 0 0 0 0 0
7. Жойылған 545 555 555 555 555 555
8. Сулануы, ( 58,1 57,2 63,2 62,7 62,8 66,6
2.2 АЙДАУ СКВАЖИНАЛАРЫНДА ТҮП ЖӘНЕ ҚАБАТ ҚЫСЫМДАРЫН АНЫҚТАУ
Егер скважина жуу құбырларымен жабдықталған болса, онда зерттеу
жүргізу кезінде жуу қүбырлары арқылы суды айдауды тоқтатып, оларды
пьезоөлшегіш ретінде қолдануға болады. Онда скважина басындағы қондырғылар
манометр арқылы түп қысымын анықтауға болады.
(2.2.1)
мұндағы Ртүп –түп қысымы, кгксм2
Рс – саға қысымы, кгксм2
( - өнім тығыздығы, кгм3
g – еркін құлау жылдамдығы, м2с.
Суды кигізбе тізбегімен айдау кезінде арынның жоғалуы көп жағдайда
есепке алынбайды. 1000-1500м3 бір тәулік шығын кезінде оларды Дарси Вейрбах
теңдеумен есертеуге болады.
(- коэффициентін тәжірибе бойынша алып есептей аламыз.
(2.2.2)
мұндағы (- арынның жоғалуы, м
L - құбырлар ұзақтығы, м
( - айдау жылдамдығы, м2с
d - құбырлар диаметрі, м
g – еркін құлау жылдамдығы, м2с.
Егер суды көп мөлшерде сораптық компрессорлық құбырлар (СКҚ)
тізбегімен айдайтын болсақ және де біріккен су айдау жүргізсек, онда түп
қысымын өлшеу үшін тереңдік манометрді қолданған тиімді болады.
Зерттеу процесі кезінде алынған берілгендері бойынша айдау
скважиналарының индикаторлық қисығын табамыз. Мысал ретінде ( 344, (368,
(415 индикаторлық қисығы 2.1-суретте көрсетілген.
Жалпы депрессиялық ұлғаюы (Р (Ртүп – Рк және айдаудың абсолюттік
пунктісі Ртүп барлық жағдайда скважиналардың қабылдауының орта
коэффициентін өсіреді.
Тәжірибе кезінде графиктерді қолданған кезде кейбір айдау қабылдауды
нақтылаған қабылдаумен айырмашылықтары болады. Бұл қабаттың
параметрлерін анық білмеген оның біртекті еместігіне, қуаттарына, әртүрлі
дәрежелі қуыстықтар пайда болғанына және басқа геологиялық және физика-
химиялық факторларына байланысты.
Бұл графиктер әртүрлі Өзен кенорнын игерумен байланысты кезіндегі
есептерді шешу үшін қолдануға болады. Олардың болдыратыны:
- айдау кезінде оптималдық қысымды орнықтыру және айдалатын судың
көлемін өткізгіштік қасиетіне айналуын анықтайды;
- айдау скважиналарының су айдау процесі кезінде тұту
ерекшеліктерінің типтерінің төмендеуін және де сағалық айдау
қысымының өзгерістерін алдын-ала білу керек.
- айдау скважиналарының түп аймағының жағдайын бақылап отыру қажет.
- берілген айдау ((Р, Ртүп) жағдайындағы қабаттың тиімді
өткізгіштігін, оның тұту ерекшеліктері.
- суды қабаттың мұнайланған бөлігіне айдаған кезде сүзіп өткізу
коэффициентін анықтаймыз.
1-(415 скважинаның индикаторлық қисығы
2-(368 скважинаның индикаторлық қисығы
3-(344 скважинаның индикаторлық қисығы
Сурет-2.2.1. Айдау скважиналарының индикаторлық қисығы.
(Р (Рқ - Ртүп
(2.2.3)
мұндағы Рқ - қабат қысымы, кгксм2
Ртүп – түп қысымы, кгксм2
(2.2.4)
мұндағы Q – скважина өнімдірі, м3тәу
( - судың тұтқырлығы, ПаŁс
k - қабат өткізгіштігі, м
h - қабаттың қуаты, м
(кел – скважинаның келтірілген радиусы.
Оң жақтары (Р тең болғандықтан, сол жақтары да өзара тең болады.
Рқ - Ртүп (2.2.5)
мұндағы t – уақыт, сағат.
Қабат қысымын көрсетеміз,
Рқ = Ртүп (2.2.6)
Қабат қысымының қысқа түріндегі берілген формуласы келесідей болады,
Рқ = Ртүп - АŁlnŁt+(
(2.2.7)
2.3 ӨНДІРІЛЕТІН ӨНІМНІҢ СУЛЫЛЫҒЫ
Өткен жылы химиялық лабораторияларда Өзен және Қарамандыбас
кенорындарында мұнайдың сулануы бойынша 17161 үшкомпанентті талдау және де
ілеспе өндірілетін су бойынша 14606 үшкомпанентті талдау жүргізілген. Оның
мұнайдың сулануы бойынша 11608 талдау және ілеспе өндірілетін су бойынша
9849 үшкомпанентті талдау (1 МГӨБ арқылы, мұнайдың сулануы бойынша 4400
талдау және ілеспе өндірілетін 3736 үшкомпанентті талдау (2 МГӨБ арқылы,
мұнайдың сулануы бойынша 1153 талдау және 1021 үшкомпанентті талдау
Қарамандыбас арқылы жүзеге асырылған.
2000 жылы (1 МГӨБ әсер етуші қоры бойынша үлгі таңдаудың біріккен
бақылауы жүргізілген.
( 1 МГӨБ әсер ету қоры 25.05.00-18.07.00 аралығында жүргізілген үлгі
таңдауда 1542 скважинаны құрады. Оның 117 скважинасы – КШЖАЖ, 20 скважинасы
– КШКЖ, 30 скважинасы – ЫСӨ, 96 скважинасы техникалық себептер бойынша
тоқтап тұр (сыналану, жоғары қысым, үзілу, слесарлық жұмыстар), 5 скважина
газ, 3 скважина – ТАӨ, 3 скважинада беріліс жоқ, 2 скважина суланған, 2
скважина әрекетсіз. 1260 скважинадан 5020 үлгі алынған.
Әрекет етуші қордың сулану талдауы үлгі алу кезіндегі (1 МГӨБ бойынша
орташа сулану 58(-ті құрайды. Мұнай кәсіпшілігі бойынша орташа сулану: (1-
МК 59(, 2-МК 57(, 5-МК 55(, 8-МК 58(, 10-МК 58(, ҒТӨБ (19.07.00) -
63(.
(1 МГӨБ әрекет етуші қорының суландырылуын талдау
Кесте -2.3.1.
Суландырылуы, ( бар-лы
МК ғы
сусыз 20 20-25 50-70 70-90 90-жоғары
1 2 3 4 5 6 7 8
1. 1-МК 24 30 29 57 81 47 268
2. 2-МК 14 44 66 30 31 45 230
3. 5-МК 21 45 61 30 48 25 230
Кесте-2.3-1.-жалғасы
1 2 3 4 5 6 7 8
4. 8-МК 10 36 80 33 74 35 268
5. 10-МК 10 62 70 37 44 31 254
6. ҒТӨБ 1 1 2 1 4 1 10
(1 МГӨБ 80 218 308 188 282 184 1260
2.3.1 кестесінде 20(-ке дейін суланған скважиналар 17( құрайды. 20-50(
суланған - 24(, 50-70( суланған -15(, 70-90( суланған-22(, 90( жоғары
суланған -15(, сусыз скважиналар үлесі скважиналардың әрекет етуші қорының
6(-ін құрайды.
Тұз түзілу ... жалғасы
Сіз бұл жұмысты біздің қосымшамыз арқылы толығымен тегін көре аласыз.
Дипломдық жоба “Өзен кен орындағы айдау скважиналарын игеру кезіндегі
су қабылдағыш қасиетін арттыру жұмыстарын талдау” атты тақырыпқа
орындалған. Дипломдық жоба 5 бөлімнен тұрады:
1. Геологиялық бөлім.
2. Технико-технологиялық бөлім.
3. Экономикалық бөлім.
4. Техника қауіпсіздігі.
5. Қоршаған ортаны қорғау.
1. Геологиялық бөлімде Өзен кенорнының жалпы сипаттамасы берілген
және де кенорынның стратиграфиясы, тектоникасы, қабат сұйығының
құрамы, өнім қабаттарының өткізгіштік қасиеттері анықталған.
2. Техника-технологиялық бөлімінде ААҚ “ӨМГ” қарасты
(1 МГӨБ 1999-2002 жылдар арасындағы айдау скважиналар қор динамикасына
талдау жүргізіп, айдау скважиналарының қабылдауына әсер ететін факторларды,
қабатты ашуға қойылатын талаптарды анықтап, типтік жобалық скважинаны
таңдап, орнатылған жұмыс режимінен кейін скважинаны зертеу әдістерін және
қолданылатын жабдықтарды талдадым.
3. Экономикалық бөлімінде қабат қысымын ұстау жүйесіне кеткен жылдық
өндірістік щығындарын және айдау скважиналарында жүргізілетін шаралардың
экономикалық тиімділігін есептедім.
4. Техника қауіпсіздік бөлімінде ААҚ “ӨМГ” объектілерінің 2002 жылы
бойынша еңбекті қорғау және Өзен кенорнының ХІ( горизонтының қауіпті және
зиянды факторларын таңдау және игерудегі қорғау шараларын қарастырдым.
5. Қоршаған ортаны қорғау бөлімінде өндірістің биосфера
компоненттеріне әсерін талдау және атмосфераға әсер ету және гидросфераға
әсер ету және литосфераға әсер ету (топыраққа және жер қойнауына) және
ұйымдастыру шаралары және де өнеркәсіпорындардың қауіп санатын анықтау және
атмосфераны ластайтын заттардың ШРШ-мен жалғыз тұрақты көзбен шыққан
барынша жергілікті концентрацияның есептелулерін қарастырдым.
Мазмұны
КІРІСПЕ 3
1 ГЕОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ 5
1.1 Өзен кен орны жайлы жалпы мәліметтер 5
1.2 Кен орнының геологиялық зерттелуінің және игерілуінің тарихы 6
1.3 Стратиграфия 9
1.4 Тектоника 15
1.5 Мұнайгаздылық 16
1.6 Сулылық 21
1.6.1 Қабат суларының физика-химиялық қасиеттері 22
2. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ. 23
2.1. 1 ( 1 МГӨБ-дағы айдау скважиналар қорының динамикасы. 23
2.2 АЙДАУ СКВАЖИНАЛАРЫНДА ТҮП ЖӘНЕ ҚАБАТ ҚЫСЫМДАРЫН АНЫҚТАУ 25
2.3 ӨНДІРІЛЕТІН ӨНІМНІҢ СУЛЫЛЫҒЫ 28
2.4. АЙДАУ СКВАЖИНАЛАРЫНЫҢ ҚАБЫЛДАҒЫШ ҚАСИЕТІНЕ ӘСЕР ЕТЕТІН ФАКТОРЛАР 31
2.5. №1 МГӨБ-ДАҒЫ АЙДАУ СКВАЖИНАЛАРЫНЫҢ 34
ЗЕРТТЕУ ӘДІСТЕРІ ЖӘНЕ ТЕХНОЛОГИЯСЫ. 34
2.6 Айдау скважиналарын меңгеру тәсілдерінің салыстырмалы бағасы және
тәсілді таңдау. 36
2.7. ОРНАТЫЛҒАН ЖҰМЫС РЕЖИМІНЕН КЕЙІН СКВАЖИНАНЫ ЗЕРТТЕУ ЖӘНЕ ҚОЛДАНЫЛАТЫН
ЖАБДЫҚТАР. 37
2.8. Айдау скважиналарыныҢ санын 52
жӘне ҚабылдаҒыштыҒын аныҚтау. 52
2.9. СКВАЖИНАЛАРДЫҢ ҚАБЫЛДАУ ҚАСИЕТІН 55
АНЫҚТАУ. 55
2.10. ҚАБАТ ҚЫСЫМЫН ҰСТАУ ҮШІН ЖӘНЕ СКВАЖИНАНЫҢ ҚАБЫЛДАУ ҚАБІЛЕТІНЕ,
БЕЛГІЛЕНГЕН АЙМАҚҚА ОРНАЛҒАН СУ МӨЛШЕРІНІҢ ЕСЕБІ. 58
3 Экономикалық бөлім 60
3.1. Қабат Қысымын Ұстау жҮйесіне кеткен жылдыҚ Өндірістік шыҒындар есебі.
60
3.1.1. Амортизация есебі. 60
3.1.2. Энергетикалық шығындардың есебі. 62
3.1.3. Қосымша материалдар шығындарының есебі. 62
3.1.2. Мұнайды жинауға, тасымалдауға және технологиялық дайындауға
кеткен шығындар. 63
3.1.3. Қабатқа жасанды әсер ету бойынша шығындар. 64
3.1.6. Еңбек ақы қорының есебі. 65
3.1.7 Күрделі жөндеуге кететін шығындар. 67
3.1.8. Жылдың экономикалық тиімділік есебі. 70
4. ЕҢБЕКТІ ҚОРҒАУ БӨЛІМІ 71
4.1. ЕҢБЕКТІ ҚОРҒАУ 71
Қорғау шараларын игеру 74
5. ҚОРШАҒАН ОРТАНЫ ҚОРҒАУ 78
5.1. Өндірістің биосфера компоненттеріне әсерін талдау. 78
5.1.1 Атмосфераға әсер ету 79
5.1.2. Гидросфераға әсер ету. 81
5.1.3. Литосфераға әсер ету (топыраққа және жер қойнауына). 82
5.2 Ұйымдастырылған шаралар. 83
5.3. Техникалық шаралар. 83
5.3.1. Атмосфераны қорғау. 83
5.4. Өнеркәсіпорындардың қауіп санатын анықтау (ӨҚС) 86
5.4.1. Аттмосфераны ластайтын заттардың ШРШ-мен жалғыз көзден шыққан
барынша жергілікті концентарцияның есептелуі 89
5.4.2. Гидросфераны қорғау. 91
5.4.3. Литосфераны қорғау. 93
ҚОРЫТЫНДЫ 98
Әдебиеттер тізімі 100
КІРІСПЕ
Мұнайдың шаруашылықтағы маңызын халық ерте кездерден-ақ жоғары
бағалаған. Оны “жер майы”, “асыл май”, “тау майы” деп құрметпен атаған.
Қазіргі дәуірде мұнайды және одан алынатын әртүрлі құнды өнімдерді
қолданбайтын өндіріс немесе ауыл шаруашылық салалары кемдекем.
Бензин, керосин, тағы сол сияқты сан түрлі жанар және жағар майлардың
мұнай айыру зауыттарында жоғары температурада қыздыру, тағы басқа әдістер
арқылы алынатыны бәрімізге мәлім. Бұл өнімдер болмаған жағдайда жер үстінде
жүретін, суда жүзетін, ауада ұшатын сан алуан механизмдер мен машиналардың
қозғалысы не болмаса космос кемелерінің ғарышқа самғауы мүмкін емес еді.
Мұнайдың химия өнеркәсібі мен Отан қорғау мақсатындағы маңызы да
әркімге белгілі.
Мұнай қуатты және арзан отындардың қатарына жатады. Тас көмірмен
салыстырғанда оның қызуы әлдеқайда артық. Мысалы, бір тонна мұнай 1,3 тонна
антроциттің, 3 тонна қоңыр көмірдің, 3,3 тонна шымтезектің және 7 тонна
жанар сланецтің орнына жүреді. Осыған байланысты мұнай тектес газдың да
қуаты күшті. Соңғы 1997 жылға дейінгі тәуелсіз мемлекеттер бойынша
өндірілген газдың жылу қуаты бүкіл Донецк, Москва түбіндегі Печорск,
Қазақстандағы Қарағанды бассейндерінен өндірілген тас көмірдің барлық
жылуынан анағұрлым артық. Газ күлінен резина, машиналардың дөңгелектері,
пластмасса, тағы басқа көптеген өмірге керек заттар шығарылады.
Мұнай және одан алынатын өнімдер техникада ғана емес, сонымен бірге
басқа өнеркәсіп салаларында да кеңінен қолданылады. Мысалы, бензин еріткіш
ретінде, сүйектен тағамға керекті майларды айырып алуға да жұмсалады.
Сонымен қатар мұнайдың түрлі машина-механизм, аппарат майлары, лигройн,
газойл, парафин, вазелин, битум, мазут тағы басқалары алынады. Лигройн
жеңіл, ал газойл ауыр дизельдерде отын есебінде, парафин-майлы қышқылдар
мен спирттерді айыруда және электротехникада, оқшаулатқыш материалдар
құрылыста су өткізбейтін жабдықтар және жанармай шам есебінде
пайдаланылады. Парафиннің өзінен техникалық құнды түрлі майлар шығады. Олар
жан-жануарлардың алынатын тағамға қолданылатын майлардың орнына жібереді.
Көптеген иіс судың түрлері, кремдер, парфюмериялық жұмсақ майлар осы
мұнайдан дайындалады. Мұнай тектес газдардан алынатын шайырлардан
пластикалық масса, жасанды дәрі-дәрмектер, фотография пленкалары және
қысымға шыдамды сынбайтын әйнектер, тағы басқалар жасайды.
Медицинада аурулардың кейбір түрін емдейтін құнды әрі қымбат дәрі-
дәрмектер осы мұнайдан бөлініп шығарылған “ақ майдан” жасалады.
Қазіргі уақытта мұнай құрамына 1000-нан астам халық шаруашылығына
қажет заттар алынып отыр.
Мұнай мен газдан алынатын сан алуан түрлі химиялық, тағы басқа
заттардың шегіне адам баласы әлі де болса жете қойды деп айтуға болмайды,
оның шегі жоқ екені шындық. Ғылым мен техниканың бұдан былай да дами
түсуіне байланысты мұнай мен газдан алынатын пайдалы заттардың саны да арта
беретіні сөзсіз.
1 ГЕОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ
1.1 Өзен кен орны жайлы жалпы мәліметтер
Өзен кен орны Маңғыстау түбегінің геологиялық әдебиеттерде Оңтүстік
Маңғыстау ойысы деп аталатын оңтүстік шөл дала бөлігінде орналасқан.
Әкімшілік жағынан кен орны территориясы Маңғыстау облысы құрамына
кіреді. Ең жақын елді мекен Жаңа Өзен қаласы, ол кен орнынан оңтүстікке
қарай 8-15 км-де орналасқан. Батысында 80 км – Жетібай қаласы, ал 150 км –
Ақтау қаласы.
Орографиялық жағынан Оңтүстік Маңғыстау ауданы теңіз жаққа, оңтүстік-
батысқа қарай сәл көлбеуленген, төмпешікті үстірт түрінде, оның абсолютті
белгілері солтүстігінде +260 м және оңтүстігінде +24 м. Ауданның орталық
және оңтүстік бөлігінде үлкен ойпаттар бар, олардың ішіндегі ең ірісі
минималды абсолюттік белгісі – 132 м “Қарагие” ойпаты.
Аудан рельефі өте күрделі құрылысымен сипатталады. Орталық бөлігін
Өзен және Түнқарақшы ойпаттарының ортасында жатқан үстірт алады. Үстірттің
абсолюттік белгілері солтүстігінде +260 м және оңтүстігінде +200 м. Батысы
мен солтүстік-батысында кен орнының аумағы шегінде үстірт Өзен ойпаты
жағына қарай кемерлер түрінде күрт үзіледі.
Өзен ойпаты 500 км2 ауданды алады. Ойпаттың түбі жыралармен
кескіленген. Минималды абсолюттік белгісі +31 м.
Қарастырылып отырған аудан топырағы мен өсімдіктерінің сипатына қарай
шөлді аймаққа жатады. Ауданның шөл далалары негізінен су көзі
жетіспеушілігінен және өсімдік жабынының маусымдылығынан пайдаланылмайды.
Аудан климаты күрт континентальды, шөлейтті, тәуліктік температураның
күрт өзгеретіндігімен, ыстық, құрғақ жазымен және салыстырмалы суық қысымен
сипатталады. Жазда максималды температура +45 (С, минималды температура
қыста –30 (С.
Ауданда күшті желдер соғады. Қыста қар аз. Атмосфералық жауын-шашын
сирек және негізінен көктем-күз мезгіліне келеді.
Атмосфералық жауын-шашынның орташа жылдық мөлшері 100 мм шамасында,
және қардан жаңбыр көп жауады.
Жаңа Өзен қаласына ауыз су Сауысқан-Бостанқұм массивтеріне бұрғыланған
геологиялық скважиналардан 70 км суөткізгіш құбырлармен тасымалданады.
Техникалық сумен қамтамасыз ету альб-сеноман горизонттарының жер асты
сулары арқылы іске асырылады.
Ауданның елді мекендерін тас жол байланыстырады. Облыстың аудан
орталықтарын байланыстыратын темір жол бар.
Кен орнында өндірілген мұнай Атырау қаласына және одан ары Ресейге
жөнелтіледі. Жолаушы және өндірілген газ Қазақ газ өңдеу зауытына, және
сондай-ақ Ақтау қаласының пластмасса зауытына түседі.
1.2 Кен орнының геологиялық зерттелуінің және игерілуінің тарихы
Маңғыстауды зерттеу өткен ғасырдың аяғында басталған. Маңғыстау
мұнайының алғашқы белгілерін 1899-1901 жж. Таспас орлары мен құдықтарының
ауданында А.А.Насибьянц тапқан.
Өзен көтерілуі 1937-1941 жж. С.Н.Алексейчик далалық геологиялық
зерттеулер жүргізгенде анықталған.
1941-1945 жж. арасында Маңғыстауда геологиялық зерттеулер жүргізілген
жоқ.
1950 ж. ВНИГРИ Б.Ф.Дьяков, Н.Н.Черепанов және Н.К.Трифоновтың
жетекшілігімен Маңғыстауға ірі кешенді геологиялық-геофизикалық экспедиция
ұйымдастырды. Бұл коллектив ауданды зерттеуге үлкен үлес қосты. 1951 ж.
“Казнефтеобъединение” бас геологы Н.А.Кадин Батыс Қазақстанның геологиясы
мен мұнайлылығы бойынша кең мәлімет берді, барлық геологиялық материал
талданды және Маңғыстаудың мұнайгаздылық болашағы ерекше атап көрсетілді.
1951 ж. Казахстаннефтеразведка трестінің геологиялық-іздестіру
басқармасы (директоры К.Н.Тулин, бас геологы А.П.Черняева) Маңғыстау
түбегіне бұрғышылар партиясын бағыттады, олар Төбешік алаңында құрылымдық-
іздестіру бұрғылау жүргізе бастады.
1957-1961 жж. Маңғыстаудың өндірістік мұнайгаздылығы жөніндегі
мәселелер шешілді. Бұл мақсатта ВНИГРИ мұнайды іздеу және барлауға үш аудан
ұсынды. Қазан құрылымын бұрғылаудың нәтижесі болмады, Төбешік алаңында
мұнай кен орны анықталды, бірақ ондағы мұнай ауыр, шайырлы және барлауға
тиімсіз болып шықты, ал Жетібай және Өзен құрылымдары аумағында мұнайгаз
кен орындары анықталды. 1961 ж. желтоқсанның басында 1248-1261 м
аралығындағы N1 скважинаны сынағанда 10 мм штуцерден тәуліктік шығымы 80 м3
фонтан алынды. Горизонттың өндірістік бағалануы 1962 ж. сәуірде 3 режимде
сынаумен берілді. 1963 ж. наурыздың басында осы горизонттағы 2 және 22
скважиналардан мұнай фонтандары атқылады.
Өзен кен орнын өнекәсіптік меңгеруді жеделдету мақсатында КСРО
үкіметінің 1963 ж. 7 қыркүйектегі қаулысымен Шевченко (қазіргі Ақтау)
қаласында “Мангышлакнефть” бірлестігі құрылды да, Өзен экспедициясы соның
құрамына енді.
1965 ж. ВНИИ Өзен кен орнын игерудің Бас схемасын жасады және ол
Миннефтепром комиссиясымен бекітілді. Онда мынадай жағдайлар қарастырылды:
• кен орнын игерудің басынан бастап қабат қысымы мен температурасын көтеріп
ұстау;
• 4 пайдалану объектілерін бөліп алу: І объект – ХІІІ+ХІV горизонттар; ІІ
объект – XV+XVІ горизонттар; ІІІ объект – XVІІ горизонт; 4 объект – XVІІІ
горизонт;
• негізгі пайдалану объектілері (І және ІІ) бойынша кен орнын айдау
скважиналарымен 4 км блоктарға бөлу;
• барлық объектілерді біруақытта жеке блоктармен игеруге қосу;
• ІІІ объектіні нұсқа сыртынан су айдау жүйесімен игеру;
• ІV объектіні қабат қысымын көтерусіз, аралас режимде игеру.
Бірақ кен орнының су айдауға дайын еместігіне байланысты XІІІ-XVІІІ
горизонттар 2,5 жыл бойы ешбір әсер етусіз, табиғи серпінді су арынды
режимде игерілді.
Өзен кен орнының барлық өнімді горизонттары бойынша әсер етудің
қолданылудағы жүйесінің тиімсіздігінен скважиналар шығымы төмендей берді.
1971 ж. дейін су айдау көлемінің өсуіне қарамастан жылдық өндіру өсіміне
тек өндіру скважиналары қорының артуы арқылы ғана қол жеткізілді.
Негізгі алаңдар мен горизонттар бұрғыланып біткеннен соң мұнай өндіру
төмендеді және скважиналар өнімінің сулануы қарқындады. Мұнай өндірудің
құлау коэффициенті 1976 ж.-5, 1977-1979 жж. 15,6...10 % .
1974 ж. жасалған игеру жобасында келесі жағдайлар қарастырылды:
• әрбір горизонт жеке игеру объектісі болып табылады;
• өнімді горизонттар ені 2 км блоктарға айдау скважиналары қатарларымен
бөлінеді;
• жаңа скважиналар әрбір горизонтқа жеке бұрғыланады;
• ыстық су айдаудың жобалық көлемі ұлғайтылды және кен орнын 1979 ж. қарай
толығымен ыстық суға көшіру ұйғарылды.
Соңғы шарттың орындалуы қосымша 49,3 млн.т. мұнай алуға мүмкіндік
берер еді. Бірақ жоба орындалмады да, ыстық суға көшу толығымен 1983 ж.
ғана аяқталды.
Өнімді горизонттардан мұнайды алу ерекшеліктері мұнайдың қорын игеру
сипатының күрделі екенін көрсетті. Күрделі жағдайларда тек блоктық су айдау
жеткіліксіз болғандықтан кейін сатылық-термалдық су айдау, фигуралық су
айдау сияқты технологиялар қолданылды. Бұл технологиялар кен орнын игерудің
тиімділігін арттыруға жәрдемдесті.
Қазіргі кезде ыстық су әртүрлі қондырғыларда дайындалады. Ыстық суды
дайындауға көп шығын шығатын болғандықтан ыстық су айдаудың циклдік әдісі
игерілген. Оның мағынасы өнімді қабатқа берілген көлемде бірде ыстық, бірде
салқын су айдалады. Ыстық су айдау процесінде қабаттың жабыны мен табаны
қыздырылады. Бұл жағдайда салқын су қабаттың қызған жабыны мен табанынан
келетін жылу арқылы жылиды, ал, артынан салқын су айдағанда ыстық су
қабатқа қарай ысырылады.
1.3 Стратиграфия
Өзен кен орнында терең барлау бұрғылаумен қалыңдығы шамамен 3600 м
шөгінді мезозойлық жыныстардың қабаты ашылған, оның құрылымында триас, юра,
бор, палеоген, неоген және төрттік шөгінділері орын алады. Олардың былай
белгіленуі скважина үлгітастарын зерттегенде алынған палеонтологиялық
мәліметтерге және Маңғыстаудың басқа аудандарының ұқсас шөгінділерімен
салыстыруға негізделген. Бөлімдер, ярустар және подярустар арасындағы
шекаралар шартты, негізінен электрокаротаж бойынша жүргізілген. Соңғы кезде
микрофауна мен т.б. зерттеулер арқасында қолда бар стратиграфиялық
үлгілерді өзгертуге және анықтауға мүмкіндік туып отыр.
Өзен кен орнының мұнайгаздылығы юра және кейде бор шөгінділерімен
байланысты. Кен орнының геологиялық қимасында бор және юра шөгінділеріне
қарасты 26 құмды горизонттары анықталған. І-XІІ горизонттар (жоғарыдан
төмен қарай) жасы бор - газды, XІІІ-XVІІІ горизонттар - жоғарғы және орта
юра - кен орнының негізгі мұнай-газды қабаты, жеке күмбездерде төменгі
юраның XІX-XXІV горизонттары мұнайгазды.
Пермь-триас (РТ) шөгінділері Өзен кен орнының ең көне жыныстары
болып табылады.
Пермь-триас жүйесі (РТ)
Жоғарғы пермь терең метаморфизм іздері бар күңгірт полимикті
құмтастармен және қара сланецтермен көрінеді. Төменгі триас (Т) шөгінділері
қоңыр аргиллиттермен және орта түйіршікті құмтастармен орын алады. Бұл
шөгінділердің оңтүстік Маңғыстаудағы қалыңдығы 440 метрге жетеді, жабынында
шайылудың ізі бар.
Оленек және орта триас жыныстары құмтастар мен қышқылды туфтар
қабатшалары бар қара және қарасұр аргиллиттер, әктастар, алевролиттердің
біртұтас, едәуір біртекті тобын құрайды. Бүл шөгінділер жалпы қалыңдығы
1500-1600 м болатын біртұтас оңтүстік Маңғыстау тобына бөлінген.
Юра жүйесі (J)
Юра жүйесі шөгінділерінде барлық үш бөлім де кездеседі: төменгі, орта
және жоғарғы, жалпы қалыңдығы 1300 м.
Төменгі бөлім (J1)
Қиманың төменгі юра бөлігі құмтастар, алевролиттер мен саздың
араласуынан тұрады. Қүмтастар сұр және ақшыл сұр, көбіне ұсақ және орта
түйіршікті. Ірі түйіршікті түрлері қиыршық тас түйіршіктері қоспасымен
бірге сирек те болса кездеседі. Кейде құмтастар ақшыл сұр алевролиттерге
немесе сазды құмтастарға ауысады.
Құмтастар мен алевролиттер цементі сазды немесе сазды-кремнийлі.
Саздардың түсі сұр және күңгірт, кейде қоңыр. Олар әдетте аргиллитке ұқсас
және көмір тектес затпен байытылған. Құмтастар, алевролиттер мен саздардың
алмасуы негізінен қиғаш қабатталады. Төменгі юраның жабынында сазды бүйрек
тәрізді құрылым дамыған, оның қалыңдығы шайылу нәтижесінде күрт
өзгерістерге ұшыраған. Төменгі юра шөгінділерінің қалыңдығы 120-130 м.
Төменгі юра қимасында XXІV-XXV екі өнімді горизонт айқындалған.
Ортаңғы бөлім (J2)
Оңтүстік Маңғыстаудың орта юра шөгінділері мұнайгаздылығы жағынан ең
ірісі. Сондықтан орта юраны бөлшектеп стратиграфиялық мүшелеу өнімді
горизонттарда олардың корреляциясын айқындаумен тығыз байланысты. Орта
юрада жалпы қалыңдығы 700 м аален, байос және бат ярустары айқындалады.
Аален ярусы (J2 a)
Аален ярусы негізінен мортсынғыш, құмды-галькалы жыныстардан құралған
және орта юра қимасының базальді қабаты ретінде қарастырылуы мүмкін.
Ярустың қимасында сұр және қоңыр әртүрлі түйіршікті құмтастар басым,
олардың арасында орта және ірі түйіршіктілері кең жайылған. Кейде соңғылары
гравелиттермен алмасады. Аален құмтастары мен гравелиттерінің цементі
негізінен сазды, кейде карбонатты және байланысқыш түрлі болады. Біршама
көп жұқа қабаттар түрінде құмтастар мен гравелиттер арасында ұсақ галькалы
конгломераттар да кездеседі. Саздар әдетте , сұр, қарасұр, кейде қоңыр
түсті, тығыз, аргиллитке ұқсас.
Ярустың жалпы қалыңдығы 330 м. Аален мен байос ярустары арасындағы
шекара XXІІ горизонттың табанымен өтеді.
Байос ярусы (J2 b)
Байос шөгінділері ең көп және барлық жерде тараған. Байос ярусының
шөгінділері негізінен арасында көмір қабатшалары бар алевролиттер мен
саздардан құралған континентальды фациялармен белгіленді. Байос ярусы
қимасының төменгі бөлігінде сазды және алевролитті жыныстар, жоғарғы
бөлігінде құмтасты жыныстар басым. Олардың қалыңдығы 500-ден 520 м-ге дейін
өзгереді. Зерттеулер кешені бойынша байос ярусының шөгінділері екі
подярусқа бөлінеді.
Төменгі байос (J2 b1)
Бұл подярустың шөгінділерінің жалпы қалыңдығы 470 м, және саздар,
құмтастар мен алевролиттердің, көмір тектес заттың қабатшалары алмасуымен
көрінеді. Жыныстар негізінен жұқа қабаттармен қатталады. Қүмтастар мен
алевролиттердің түсі негізінен сұр және ақшыл сұр, кейде қоңыр және сары да
болады. Сирек қарасұр түсті құмтас-алевролит жыныстар да кездеседі. Саздар
көбіне қарасұр, тіпті қара, кейде қоңыр түсті.
Өзен кен орнының төменгі байос шөгінділерінде XXІІ, XXІ, XX, XІX,
XVІІІ және XVІІ горизонттар орналасқан.
Жоғарғы байос және бат ярустары (J2 b2+bt)
Олардың шөгінділері арасында саз қабатшалары бар біршама қалың
құмтастар мен алевролиттер қабаттарынан тұрады. Құмтастар сұр, қоңыр-сұр,
нашар және орташа цементтелген.
Алевролиттер сазды, құмтасты, ірі түйіршікті және құрамы айқын емес.
Саздар қара қоңыр-сұр. Байос және бат шөгінділерінің арасындағы шекара
шартты түрде XV горизонттың табанымен өтеді. Жоғарғы байос-бат
шөгінділерінің қалыңдығы 100-150 м.
Жоғарғы бөлім (J3)
Жоғарғы юра бөлімінде негізінен теңіз шөгінділері мен жануарлар
қалдықтары түрінде кездесетін келловей, оксфорд және кембридж ярустары
ерекшеленеді.
Келловей ярусы (J3 k)
Қүмтастар, алевролиттер мен кейде әктастар қабатшалары араласқан сазды
қалың қабаттар түрінде кездеседі. Келловей ярусының саздары сұр, қарасұр,
күлдей сұр, кейде жасыл және қоңыр түсті. Қүмтастар мен алевролиттердің
түсі сұр, жасыл-сұр, кейде қарсұр және қоңыр. Қүмтастар арасында ұсақ
түйіршіктілері көп. Келловей ярусында XІV горизонттың жоғарғы бөлігі мен
XІІІ горизонт орналасқан. Оның қалыңдығы 50-135 м.
Оксфорд-кембридж шөгінділері (J3о- km)
Юра шөгінділерінің мұнайгаздылығын бағалағанда оксфорд-кембридж
шөгінділері аален-келловей кешені мұнайлы қабатының үстін жапқан сазды-
карбонатты жабын ретінде көрінеді. Ол саз-мергель жыныстарының біршама
қалың қабатынан құралған, ара-арасында құмтастар, алевролиттер мен әктастар
жұқа қабатшалар түрінде кездеседі. Оксфорд-кембридж шөгінділерінің
қалыңдығы төменгі будақ үшін 50-55 м, жоғарғысы үшін 30-97 м.
Бор жүйесі (К)
Бор жүйесінің шөгінділері жоғарғы юра шөгінділерінің шайылған бетінде
орналасады және төменгі, жоғарғы бөлімдері мен барлық ярустарымен орын
алған. Литологиялық және генетикалық белгілері бойынша бор шөгінділері үш
бөлікке бөлінеді: төменгі терриген-карбонаттық, ортаңғы терриген (альб,
сеноман) және жоғарғы карбонат (турондат) ярустары. Төменгі бөлікке ХІІ
горизонт, ал ортаңғы және жоғарғы бөліктерге І, ІІ, ІІІ, ІV, V, VІ, VІІ,
VІІІ, ІX, X және ХІ газды горизонттар жатады. Бор шөгінділерінің қалыңдығы
1100 м шамасында. Бор шөгінділерінің өнімді қалыңдығы алевролит және саз
қабаттары мен будақтарының біртекті астарласуы ретінде көрінеді.
Кайнозой тобы (KZ)
Кайнозой тобында палеоген және неоген жыныстары орын алған. Палеоген
шөгінділеріне мергель-әктас жыныстары мен саздардың бірқалыпты қабаты
жатады. Палеоген шөгінділерінің қалыңдығы 150-170 м. Неоген жүйесі тортон
және сармат ярустарымен көрінеді. Тортон ярусының қалыңдығы 19-25 м, сармат
ярусы - 80-90 м.
Палеоген жүйесі (Р)
Палеоген шөгінділеріне эоцен және олигоцен бөлімдері жатады. Эоцен
бөлімі саз қабатшалары араласқан мергель және әктастар түрінде. Олигоцен
бөлімі сұр және ақшыл сұр түстес саздардың бірқалыпты қабаты түрінде.
Палеогеннің қалыңдығы 150-170 м.
Неоген жүйесі (N)
Неоген шөгінділері тортон және сармат ярустарының шөгінділері түрінде
кездеседі. Тортон ярусына саздар, мергелдер, құмтастар мен әктастар
қабатшалары кіреді. Сармат ярусы әктастар, мергелдер мен саздардың
астарласуынан тұрады. Неоген жүйесінің жалпы қалыңдығы 115 м-ге жетеді.
Төрттік жүйесі(Q)
Төрттік жүйе эмовиаль-демовиаль текті құмдар, саздар, суглиноктармен
көрінеді. Шөгінділер қалыңдығы 5-7 м.
1.4 Тектоника
Оңтүстік Маңғыстау сйыстары жүйесінің солтүстік қанатына жататын
Жетібай-Өзен тектоникалық баспалдағының шектерінде қазіргі уақытта біршама
құрылымдар шоғырлары айқындалған, олармен мұнай және газ кен орындары
байланысты. Олардың қатарына Өзен, Жетібай, Қарамандыбас, Теңге, Тасболат,
Асар, Оңтүстік Жетібай, Ақтас, Шығыс Жетібай кіреді.
Солтүстігінде Өзен құрылымы оңтүстік-шығыс антиклиналь аймағымен
шектеседі, олардың арасында жіңішке Қызылсай ойысы жатыр, солтүстік қанатта
жыныстардың құлау бұрышы 3(. Жыныстардың құлау бұрышы 5-6( болатын оңтүстік
бөліктің қатпары да осындай жіңішке ойыспен Теңге көтерілуінен бөлінеді.
Ауданның батыс бөлігінде Өзен қатпарының периклиналі үлкен емес белес
арқылы Қарамандыбас құрылымымен жалғасады. Ауданның шығыс бөлігінде,
Түнқарақшы ойпатының шығыс шегінде Өзен көтерілуі күрт төмендейді.
Өзен кен орны ірі брахиантиклиналь қатпарына жатады, оның өлшемдері
9х39 км. Қатпар пішіні симметриялы емес. Оның күмбезі шығысқа ығысқан,
соның нәтижесінде шығыс периклиналь қатты созылған солтүстік-батыс
периклиналге қарағанда қысқа. Оңтүстік қанат шамалы тіктеу. Мұнда XІV
горизонттың жабыны бойынша құлау бұрышы 6-8(. Қатпардың солтүстік бөлігі
біршама жайпақтау. Солтүстік қанаттың батыс жартысында ХІІ горизонттың
жабыны бойынша құлау бұрышы 1-3(. Құрылымның батыс бөлігінде мұнай
кеніштері бар күмбездер ерекшеленеді: Солтүстік-батыс және Парсымұрын.
Өлшемдері үлкен емес Парсымұрын күмбезі Өзен құрылымының оңтүстік
қанатын күрделіндіреді. XVІІІ горизонттың жабыны бойынша көтерілу
амплитудасы 30 метрге жетеді, және соңғы 1300 м тұйық изогипс бойынша
құрылым өлшемдері 2,9х0,9 км. Солтүстік-батыс күмбез Өзен құрылымының
солтүстік қанатын күрделілендіреді. 1300 м изогипс бойынша көтерілу
өлшемдері 3,5х2 км, амплитудасы 32 м.
Қатпар периклиналі де симметриялы емес. Солтүстік-батыс периклиналдің
оңтүстік бөлігінен басқа жағы төмендеген, өте жайпақ, қатты созылған. Өзен
қатпарының периклиналдық аяқталуы мұнда ХІІІ горизонт жабынында 1700 м
изогипспен ерекшеленеді. Келесі изогипстер Өзен және Қарамандыбас
қатпарларын N58 скважина ауданында кішкене ойпат арқылы тұтас көтерілімге
біріктіріледі. Шығыс периклиналь ендік бағытта созылған. Мұнда ХІІІ
горизонттың жабыны бойынша құлау бұрышы 3-4(.
Құрылым өсінің ундуляциясы назар аударады, оның нәтижесінде негізінен
құрылымның ұзын өсіне тураланған күмбез тәріздес көтерілулер қатары
белгіленеді. Өзен көтерілуінің орталық бөлігіне Қумұрын күмбезі кірігеді,
онда да мұнай кеніштері бар. XІV горизонт жабыны бойынша күмбез өлшемдері
10.8х4.5 км, амплитудасы 105 м.
1.5 Мұнайгаздылық
2000 ж. Өзен кен орнынан 3606100 т мұнай өндірілді. Мұнай өнімінің
горизонттар бойынша бөлінуі төмендегідей (%): ХІІІ горизонт - 27,5; XІV
горизонт - 39,9; XV горизонт - 12; XVІ горизонт - 10,9; XVІІ горизонт -
5,7; XVІІІ горизонт – 1,7; Қумұрын күмбезі - 1,2; Парсымұрын күмбезі 1,2.
80 жылдарда Қумұрын, Солтүстік-батыс және Парсымұрын күмбездерінің өнімді
горизонттары қарқындата бұрғыланды. Бұл олардан мұнай өндірудің сәйкес 4,
66 және 58 %-ке өсуіне әсер етті. XІІІ-XІV горизонттардан мұнай мен
сұйықтықтың басым бөлігі өндіріледі. Олардан өндірілген мұнай барлық кен
орны өнімінің 64 %-ін құрайды. Кен орнында горизонттар бойынша бір өндіру
скважинасының орташа тәуліктік шығымы мұнай бойынша 3.1-5,4 ттәулік,
сұйықтық бойынша 6,7-15,8 ттәулік. XІІІ-XІV горизонттар айдау
скважиналары қатарларымен 64 жеке игеру бөліктеріне бөлінген. Тіпті бір
горизонттың бөліктері бір-бірінен бастапқы баланстық, игерілген қорларымен
және өнімді қабаттарының қасиеттерімен, бұрғылану дәрежесімен ерекшеленеді
және сондықтан мұнай мен сұйық өндіру кең аралықта өзгереді. 1.01.97 ж.
мұнай мен газ өнімінің өндіру сипаттамасына қарасақ, кен орнынан мұнай
негізінен механикалық тәсілмен (97 %) өндіріледі: терең сорапты (ШТС) және
газлифт. Газлифт скважиналарының қоры барлық өндіру қорының 9,2 %-ін
құрайтынына қарамастан, газлифт тәсілімен мұнай өндіру 16,6 %, ал сұйықтық
өндіру 24 %. Бұл газлифт скважиналарындағы мұнай мен сұйықтық шығымының
мөлшері өндіру қорының 90 %-ін құрайтын терең сорапты скважинадар шығымынан
3-3,5 есе көптігімен түсіндіріледі.
Өзен кен орнының газдары метандық газ типіне жатады, тереңдеген сайын
этан көбейеді. Газды горизонттарда негізінен азот, көмірқышқыл газы қоспасы
бар құрғақң метан газы кездеседі. Газ тығыздығы 0,562-0,622 кгм3
шамасында.
Алаң бойынша қабат коллекторлардың таралуы тиімді мұнайлы қалыңдықтар,
игеру кешендері және тұтас горизонттар карталары бойынша анықталған.
Өзен кен орнының өнімді шөгінділері коллекторлардың ерекше түріне -
қасиеттерінің өзінділігімен ерекшеленетін полимиктілік құрамды
коллекторларға жатады. Бүл коллекторлардың осы түрге жатуын межелейтін
негізгі фактор жыныстар құрамында энергетикалық өзгерулерге ұшырайтын,
химиялық және механикалық әсерлерге орнықсыз минералдардың көп болуы.
Егер кварцтық құмтастарда кварц шамамен 95 % құраса, ал Өзен кен
орнынын полимикталық коллекторларында кварц құрамы 30 % шамасында;
жыныстсрда кварц құрамы 70 % болса, минерал орнықсыз саналады.
Негізінен қаңқа фракциясын бекітуге, тығыздауға және цементтеуге
кететін жыныстардың түрленуі көп кішкене қуыстардың қалыптасуына
соқтырады. Нәтижесінде жеке үлгілерде кеуектілік шамасы 30 %-ке жетеді.
Өткізгіштіктің салыстырмалы төмен шамаларындағы суға қаныққандықтың жоғары
болуы да кішкене қуыстардың көптігімен түсіндіріледі. 1.1-кестеде
келтірілген.
1.1 кесте - Геофизикалық мәліметтермен анықталған кеуектілік шамалары
Горизонттар m, %
XІІІ 21
XІV 22
XV,XVІ 23
XVІІ,XVІІІ 24
Өткізгіштік Өзен кен орны қабат-коллекторларының негізгі сипаты. Бұл
шаманы толық анықтау үшін кәсіпшілік-геофизикалық материалдар қолданылды.
Өткен жылдар зерттеулері негізінде үлгітасты талдау бойынша табылған
қабаттар өткізгіштігі коэффициенті мен бұл қабаттардың геофизикалық
параметрлері арасында біршама тығыз коррелятивтік байланыстар бар екені
анықталды. Өткізгіштіктің жеке потенциалдар мен гамма-әдіс көрсеткіштерімен
байланысы көрсетілді. Табылған өткізгіштік шамалары бөліктерді, белгіленген
аймақтарды және тұтас горизонттарды сипаттауға пайдаланылды. Мәліметтерді
ары қарай қолдану ыңғайлы болу үшін және есептеу операцияларын
механикаландыру үшін өткізгіштік жайлы барлық мәліметтер перфокарталарға
түсірілді. Кейін ЭЕМ-да арнайы қарастырылған бағдарлама бойынша бөліктегі
және тұтас горизонттағы әрбір қабат, будақ бойынша статикалық қатарлар мен
көрсеткіштер анықталды.
1.2 кесте - Бөліктер мен горизонттар бойынша есептеу нәтижелері
Горизонттар kop, мкм2 Скв. Саны hM.OP., м
XІІІ 0,206 458 10,8
XІV 0,290 349 24,0
XV 0,167 373 15,5
XVІ 0,207 311 18,4
XVІІ 0,76 96 23,4
XVІІІ 0,178 63 19,8
Бөліктер бойынша өткізгіштік шамасы 0,72-0,384 мкм2. Өткішгіштіктің
орташа шамасының ауытқулары әрбір горизонтқа сипатты. Кестеде сондай-ақ
скважиналар санымен анықталған мұнайға қаныққан қалыңдықтың орташа
арифметикалық шамасы берілген. Бұл мәліметтерді қарастырсақ, горизонттар
мен бөліктердің мұнайлы қалыңдықтарының әртүрлі екенін көреміз. ХІІІ
горизонт ең аз қалыңдықпен сипатталады.
XVІ горизонт құрылысында белгілі геологиялық заңдылық бар: ұсақ
түйіршікті құмтастар, алевролиттер, саздар, әктастардың жұқа қабаттары мен
мергелдердің астарласуы түріндегі анық құрылыс қатарында қалыңдығы 10-47,3
м-ге жететін, барынша сұрыпталған орта және ірі түйіршікті құмтастар
аймақтары ерекшеленеді. Бұл құмды денелер ені 200-700 м жұқа жолақтар
түрінде. Біртекті құмтастар үшін өткізгіштік жоғары (0,2-1,2 мкм2) шамасы
мен қабат коллекторлардың қалыңдығының 10-51 м-ден 0,5-1.6 м-ге күрт азаюы
мен 0,05 мкм2 өткізгіштікті болуымен байланысты горизонттың негізгі
бөлігімен нашар гидродинамикалық байланыс сипатты. Сондықтан
коллекторлардың өндірілген және бастапқы баланстық қорларының жағдайын
талдау үшін барлық нақты материалдар алғаш рет тұтас горизонттардағы жоғары
өнімді аймақтар мен төмен өнімді аймақтар үшін жеке-жеке өңделді. Бұдан
басқа, скважиналар бойынша жаңа қосымша материал мен геологиялық құрылымдар
алаң бойынша коллекторлар түрлерінің таралу ерекшеліктері мен ішкі және
сыртқы мұнайлылық нұсқасын дәл анықтауға мүмкіндік берді.
XVІ өнімді горизонтқа ортаңғы юраның байос ярусының жоғарғы бөлігіне
жататын шөгінділер кешені кіреді. Горизонттың жалпы қалыңдығы 40-50 м.
Мұнайға қаныққан орташа тиімді қалыңдық 18 м. Барлық горизонттар сияқты
күрделі көпқабатты игеру кешені болып табылады. Күрделі болуы қабаттардың
литологиялық қасиеттерінің өзгергіштігіне байланысты. XVІ горизонт құмтас-
алевролит және саз шөгінділерінің астарласқан түрінде.
XІІІ-XVІІІ горизонттар мұнайларының қасиеттері аномальдық сипатқа ие:
мұнайда парафин (29 %) мен асфальтенді-шайырлы заттардың (20 %) көп болуы;
мұнайдың парафинмен қанығу температурасы бастапқы қабат температурасына
тең;
құрылым күмбезінде мұнайдың газбен қанығу қысымы мен бастапқы қабат
қысымының арасының шамалас болуы;
газсыздандырылған мұнайдың орташа қатаю температурасы +30(С
1.3 кесте - Қабат мұнайының орташа көрсеткіштері
Көрсеткіштер XVІ горизонт
Мұнайдың газбен қанығу қысымы, МПа 10,2
Газ құрамы, м3 м3 58
Мұнай тұтқырлығы, мПа(с 3,5
Мұнайдың парафинмен қанығу температурасы, (С 66
1.6 Сулылық
1965 ж. Өзен кен орнының қимасында терең бұрғылау нәтижесінде ашылған
стратиграфиялық, литологиялық, коллекторлық қасиеттер негізінде екі
гидрогеологиялық қабат анықталған: бор және юра. Олардың ортасында
қалыңдығы 100 м саздар мен мергелдерден құралғвн қалқан бар.
Юра кешенінің сулылығы
Юра шөгінділерінде екі сулы кешен көрінеді: келловей ярусының ортаңғы
және төменгі юрадан тұратын терригендік пен карбонаттық жоғарғы юра.
Терригендік сулы кешен
ЖАЛПЫ ҚАЛЫҢДЫҒЫ 800-1000 М ТЕРРИГЕН ЖӘНЕ САЗДЫ ЖЫНЫСТАР АРАЛАСУЫ
ТҮРІНДЕ. ЮРА ТЕРРИГЕНДІК СУЛЫ КЕШЕННІҢ СУЛАРЫНЫҢ МИНЕРАЛДЫЛЫҒЫ 127-152
МГЛ, ХЛОР ҚҰРАМЫ - 2700-2900 МГ.ЭКВ.Л, МАГНИЙ - 140-180 МГ.ЭКВ.Л,
КАЛЬЦИЙ - 400-500 МГ.ЭКВ.Л, ЙОД - 3-8 МГ.ЭКВ.Л, ЙОД ГИДРОКАРБОНАТЫ - 2-3
МГ.ЭКВ.Л. ӨЗЕН КЕН ОРНЫНЫҢ ЮРА СУЛАРЫ ҮШІН АЛЮМИНИЙ ҚҰРАМЫ БІРШАМА ЖОҒАРЫ
- 60-70 МГ.ЭКВ.Л. БҰЛ СУЛАР ХЛОРКАЛЬЦИЙ ТҮРІНЕ ЖАТАДЫ.
Карбонаттық сулы кешен
КЕШЕН САЗДЫ МЕРГЕЛЬ ҚАЛЫҢДЫҒЫНАН БӨЛЕКТЕНГЕН ЖӘНЕ ЛИТОЛОГИЯЛЫҚ ЖАҒЫНАН
ҚҰМТАС ҚАБАТШАЛАРЫ БАР ӘКТАСТАРДАН ҚҰРАЛҒАН. БҰЛ ШӨГІНДІЛЕРДІҢ СУЛАРЫ ЖАЛПЫ
МИНЕРАЛДЫЛЫҒЫ ЖАҒЫНАН ДА, ЖЕКЕ КОМПОНЕНТТЕР ҚҰРАМЫ ЖАҒЫНАН ДА ТЕРРИГЕНДІК
СУЛАРДАН ЕРЕКШЕЛЕНЕДІ. ЖАЛПЫ МИНЕРАЛДЫЛЫҚ 23,3-36,8 МГЛ ШАМАСЫНДА. ЙОД
ҚҰРАМЫ 2-3 МГ.ЭКВ.Л. СУ СУЛЬФАТ-НАТРИЙ ТҮРІНЕ ЖАТАДЫ.
Бор кешенінің сулылығы
БОР ҚАБАТЫ 700-800 М ҚҰМТАС-АЛЕВРОЛИТ ШӨГІНДІЛЕРІНІҢ АРАЛАСУЫНАН
ТҰРАДЫ. БОР ЖҮЙЕСІНІҢ ТЕРРИГЕНДІК ШӨГІНДІЛЕРІНДЕ ЕКІ СУЛЫ КЕШЕН БАЙҚАЛАДЫ:
НЕОКОМ ЖӘНЕ АЛЬБ-СЕНОМАН. ОЛАРДЫ БІР-БІРІНЕН БӨЛІП ТҰРҒАН ҚАЛҚАН РЕТІНДЕ
АПТ САЗДАРЫНЫҢ ОРНЫҚТЫ БУДАҒЫ ҚЫЗМЕТ ЕТЕДІ. НЕОКОМ СУЛАРЫНЫҢ ЖАЛПЫ
МИНЕРАЛДЫЛЫҒЫ - 19,3-21,7 ГЛ. СУДА БРОМ – 45 МГЛ, АЛЮМИНИЙ - 10 МГЛ,
СУЛЬФАТТАР - 5-10 МГЛ. СУ ХЛОРКАЛЬЦИЙЛІК ТҮРГЕ ЖАТАДЫ.
Альб-сеноман сулы кешенінің қабаттық сулары неоком суларына қарағанда
жақсы зерттелген. Бұл қабат суларының жалпы минералдылығы - 11,32-14,71
мгл. Сульфаттар - 40-50 мг.экв.л, және олардың концентрациясы жоғарыдан
төмен азаяды. Йод - 1-3 мгл, алюминий шамамен 10 мгл, Сулар
гидрокарбонаттық-натрийлік, сульфат-натрийлік, хлоркальцийлік түрге жатады.
1.6.1 Қабат суларының физика-химиялық қасиеттері
Өзен кен орнының қабат сулары химиялық құрамы бойынша екі топқа
бөлінеді: бірінші топ - бор, екінші топ - юра шөгінділерінің сулары.
Бор шөгінділерінің сулары негізінен сульфат-натрийлік түрге жатады
және минералдылығы 10 гл-ге дейін.
XІІІ-XXІІІ өнімді юра горизонттарының қабат сулары құрамы бойынша
біртекті хлоркальцийлік түрдегі, минералдылығы 130-170 гл тұздықтар
түрінде көрінеді. Сулар сульфатсыз, бромның өнеркәсіптік құрамы 500 мгл,
йод - 20 мгл және т.б. құнды компоненттер бар. Сулардың көлемдік газ
факторы 0,5-0,9 м3м3 -тен аспайды және тек мұнай мен газ кеніштері
нұсқалары маңында, сондай-ақ терең жатқан горизонттар суларында ол 1,0-1,2
м3м3-қа жетеді.
Суда еріген газ құрамының 80-90%-і метан, 4-8%-і ауыр көмірсутектер,
3,2-13%-і азот, 0,5-7,3 %-і көмірқышқыл газ. Күкіртсутек газы жоқ.
Қабат суларыныңорташа тығыздығы 1081 (ХІІІ горизонт) - 1105 кгм3
(ХХІV горизонт), қалыпты жағдайларда барлық горизонттар үшін орташа 1098
кг м3.
Қабат қысымы 11,4 Мпа және температурасы 62(С-де минералдылығы 140
мгл су үшін анықталған физикалық шамалар: тұтқырлық - 0,6 мПа(с, көлемдік
коэффициенті - 1,015, сығымдылық коэффициенті - 3,2 Па-1.
2. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЯЛЫҚ БӨЛІМ.
2.1. 1 ( 1 МГӨБ-дағы айдау скважиналар қорының динамикасы.
Өзен кенорнында 2002 жылдың соңына дейін айдау скважиналар қоры
кестенің көрсеткіштері бойынша 1228 дана. Олардың жұмыс істеп тұрғаны 679
скважина, бұл 2002 жылға қарағанда 778 скважина 12,7(-ке азайды. Айдау
скважиналарының жұмыс істеп тұрған қорының 1995 жылдан 2002 жылға дейін
жалпы динамикасы келесідей: 1995 жылда-763, 1996 жылда-778, ал 1997 жылда-
679. Егер 1995 жылдағы жұмыс істеп тұрған қорын 100(-тен алсақ, онда
процентке қарап азаяды; 1997 жылда 5,2(-ке азайды; 1998 жылда 2,4(-ке
азайды. 2001 жылда скважина саны 2000 жылға қарағанда әлдеқайда скважиналар
1,5(-ке ұлғайып отыр.
1995 жылдан 2002 жылға дейінгі кезеңі ішіндегі жұмыс істеп тұрған
скважиналар саны 32,4(-ке азайды.
Жұмыссыз тұрған скважиналардың динамикасын процентке айналдырған кезде
1995 жылдағы скважиналар саны 100 болатын болса, келесідей 1996 жылда-54,8(-
ке азайды; 1997 жылда –36,5(-ке азайды, 1998 жылы 9,7(-ке азайды, 1999 жылы-
10,2(-ке азайды, ал 2000 жылда олардың саны тек қана 2,1(-ке азайды.
1995-2000 жылдар кезеңі ішіндегі жойылған скважиналар саны тек қана 10
скважинаға көбейді, яғни 1995 жылда 545 скважина болса, ол келесі жылдары
555 скважина болып қалды.
Консервацияда жатқан скважиналар саны өзгермей бір қалыпта тұр, яғни
1995 жылы және 2001 жылдар кезеңі ішінде 0 (ноль) скважина.
Осы кестенің және жүргізіліп жатқан талдау бойынша скважиналар санының
азаю қарқыны жұмыссыз тұрған скважиналар санына байланысты еместігі және
жойылған скважиналар санына байланысты болмау, жойылған скважиналар саны
болғаны 10 дана және концервацияда жатқан скважиналар санына да байланысты
екендігі көрініп тұр.
Айдау скважиналар санының азаю қарқынына бақылау скважиналар санының
өскендігінің санына байланысты болады. Кестеге сүйене отырып қарасақ
бақылау скважиналар санының қарқыны 1995 жылдан 2000 жылға дейін өсіп
тұрады. Тек қана 1997 жылда 11 скважинаға аз, 1992 жылға қарағанда.
Жалпы бақылау скважиналар саны 1995 жылдан 2000 жылға дейін 209
скважинаға көбейді, процентке айналдырып қарасақ осы кезең ішіндегі
скважиналар саны 120,1(-ке дейін өсті.
Меңгеруде жатқан скважиналар саны 3 дана. Скважиналар санының азаю
қарқыны келесідей: 1992 жылда 9-ға азайды және 2002 жылда 10 шыңырауға
азайды.
Айдау скважиналар қорының динамикасы Кесте -2.1.1.
ЖЫЛ1995 1996 1997 1998 1999 2002
қор
1 2 3 4 5 6 7
1. Барлығы, шың 1186 1253 1297 1284 1280 1228
2. Жұмыс істеп тұрған 1005 1997 952 763 778 679
3. Жұмыссыз тұрған 558 252 354 515 501 546
4. Меңгеру 13 4 0 6 1 3
5. Бақылау 174 216 205 265 294 383
6. Концервация 0 0 0 0 0 0
7. Жойылған 545 555 555 555 555 555
8. Сулануы, ( 58,1 57,2 63,2 62,7 62,8 66,6
2.2 АЙДАУ СКВАЖИНАЛАРЫНДА ТҮП ЖӘНЕ ҚАБАТ ҚЫСЫМДАРЫН АНЫҚТАУ
Егер скважина жуу құбырларымен жабдықталған болса, онда зерттеу
жүргізу кезінде жуу қүбырлары арқылы суды айдауды тоқтатып, оларды
пьезоөлшегіш ретінде қолдануға болады. Онда скважина басындағы қондырғылар
манометр арқылы түп қысымын анықтауға болады.
(2.2.1)
мұндағы Ртүп –түп қысымы, кгксм2
Рс – саға қысымы, кгксм2
( - өнім тығыздығы, кгм3
g – еркін құлау жылдамдығы, м2с.
Суды кигізбе тізбегімен айдау кезінде арынның жоғалуы көп жағдайда
есепке алынбайды. 1000-1500м3 бір тәулік шығын кезінде оларды Дарси Вейрбах
теңдеумен есертеуге болады.
(- коэффициентін тәжірибе бойынша алып есептей аламыз.
(2.2.2)
мұндағы (- арынның жоғалуы, м
L - құбырлар ұзақтығы, м
( - айдау жылдамдығы, м2с
d - құбырлар диаметрі, м
g – еркін құлау жылдамдығы, м2с.
Егер суды көп мөлшерде сораптық компрессорлық құбырлар (СКҚ)
тізбегімен айдайтын болсақ және де біріккен су айдау жүргізсек, онда түп
қысымын өлшеу үшін тереңдік манометрді қолданған тиімді болады.
Зерттеу процесі кезінде алынған берілгендері бойынша айдау
скважиналарының индикаторлық қисығын табамыз. Мысал ретінде ( 344, (368,
(415 индикаторлық қисығы 2.1-суретте көрсетілген.
Жалпы депрессиялық ұлғаюы (Р (Ртүп – Рк және айдаудың абсолюттік
пунктісі Ртүп барлық жағдайда скважиналардың қабылдауының орта
коэффициентін өсіреді.
Тәжірибе кезінде графиктерді қолданған кезде кейбір айдау қабылдауды
нақтылаған қабылдаумен айырмашылықтары болады. Бұл қабаттың
параметрлерін анық білмеген оның біртекті еместігіне, қуаттарына, әртүрлі
дәрежелі қуыстықтар пайда болғанына және басқа геологиялық және физика-
химиялық факторларына байланысты.
Бұл графиктер әртүрлі Өзен кенорнын игерумен байланысты кезіндегі
есептерді шешу үшін қолдануға болады. Олардың болдыратыны:
- айдау кезінде оптималдық қысымды орнықтыру және айдалатын судың
көлемін өткізгіштік қасиетіне айналуын анықтайды;
- айдау скважиналарының су айдау процесі кезінде тұту
ерекшеліктерінің типтерінің төмендеуін және де сағалық айдау
қысымының өзгерістерін алдын-ала білу керек.
- айдау скважиналарының түп аймағының жағдайын бақылап отыру қажет.
- берілген айдау ((Р, Ртүп) жағдайындағы қабаттың тиімді
өткізгіштігін, оның тұту ерекшеліктері.
- суды қабаттың мұнайланған бөлігіне айдаған кезде сүзіп өткізу
коэффициентін анықтаймыз.
1-(415 скважинаның индикаторлық қисығы
2-(368 скважинаның индикаторлық қисығы
3-(344 скважинаның индикаторлық қисығы
Сурет-2.2.1. Айдау скважиналарының индикаторлық қисығы.
(Р (Рқ - Ртүп
(2.2.3)
мұндағы Рқ - қабат қысымы, кгксм2
Ртүп – түп қысымы, кгксм2
(2.2.4)
мұндағы Q – скважина өнімдірі, м3тәу
( - судың тұтқырлығы, ПаŁс
k - қабат өткізгіштігі, м
h - қабаттың қуаты, м
(кел – скважинаның келтірілген радиусы.
Оң жақтары (Р тең болғандықтан, сол жақтары да өзара тең болады.
Рқ - Ртүп (2.2.5)
мұндағы t – уақыт, сағат.
Қабат қысымын көрсетеміз,
Рқ = Ртүп (2.2.6)
Қабат қысымының қысқа түріндегі берілген формуласы келесідей болады,
Рқ = Ртүп - АŁlnŁt+(
(2.2.7)
2.3 ӨНДІРІЛЕТІН ӨНІМНІҢ СУЛЫЛЫҒЫ
Өткен жылы химиялық лабораторияларда Өзен және Қарамандыбас
кенорындарында мұнайдың сулануы бойынша 17161 үшкомпанентті талдау және де
ілеспе өндірілетін су бойынша 14606 үшкомпанентті талдау жүргізілген. Оның
мұнайдың сулануы бойынша 11608 талдау және ілеспе өндірілетін су бойынша
9849 үшкомпанентті талдау (1 МГӨБ арқылы, мұнайдың сулануы бойынша 4400
талдау және ілеспе өндірілетін 3736 үшкомпанентті талдау (2 МГӨБ арқылы,
мұнайдың сулануы бойынша 1153 талдау және 1021 үшкомпанентті талдау
Қарамандыбас арқылы жүзеге асырылған.
2000 жылы (1 МГӨБ әсер етуші қоры бойынша үлгі таңдаудың біріккен
бақылауы жүргізілген.
( 1 МГӨБ әсер ету қоры 25.05.00-18.07.00 аралығында жүргізілген үлгі
таңдауда 1542 скважинаны құрады. Оның 117 скважинасы – КШЖАЖ, 20 скважинасы
– КШКЖ, 30 скважинасы – ЫСӨ, 96 скважинасы техникалық себептер бойынша
тоқтап тұр (сыналану, жоғары қысым, үзілу, слесарлық жұмыстар), 5 скважина
газ, 3 скважина – ТАӨ, 3 скважинада беріліс жоқ, 2 скважина суланған, 2
скважина әрекетсіз. 1260 скважинадан 5020 үлгі алынған.
Әрекет етуші қордың сулану талдауы үлгі алу кезіндегі (1 МГӨБ бойынша
орташа сулану 58(-ті құрайды. Мұнай кәсіпшілігі бойынша орташа сулану: (1-
МК 59(, 2-МК 57(, 5-МК 55(, 8-МК 58(, 10-МК 58(, ҒТӨБ (19.07.00) -
63(.
(1 МГӨБ әрекет етуші қорының суландырылуын талдау
Кесте -2.3.1.
Суландырылуы, ( бар-лы
МК ғы
сусыз 20 20-25 50-70 70-90 90-жоғары
1 2 3 4 5 6 7 8
1. 1-МК 24 30 29 57 81 47 268
2. 2-МК 14 44 66 30 31 45 230
3. 5-МК 21 45 61 30 48 25 230
Кесте-2.3-1.-жалғасы
1 2 3 4 5 6 7 8
4. 8-МК 10 36 80 33 74 35 268
5. 10-МК 10 62 70 37 44 31 254
6. ҒТӨБ 1 1 2 1 4 1 10
(1 МГӨБ 80 218 308 188 282 184 1260
2.3.1 кестесінде 20(-ке дейін суланған скважиналар 17( құрайды. 20-50(
суланған - 24(, 50-70( суланған -15(, 70-90( суланған-22(, 90( жоғары
суланған -15(, сусыз скважиналар үлесі скважиналардың әрекет етуші қорының
6(-ін құрайды.
Тұз түзілу ... жалғасы
Сіз бұл жұмысты біздің қосымшамыз арқылы толығымен тегін көре аласыз.
Ұқсас жұмыстар
Пәндер
- Іс жүргізу
- Автоматтандыру, Техника
- Алғашқы әскери дайындық
- Астрономия
- Ауыл шаруашылығы
- Банк ісі
- Бизнесті бағалау
- Биология
- Бухгалтерлік іс
- Валеология
- Ветеринария
- География
- Геология, Геофизика, Геодезия
- Дін
- Ет, сүт, шарап өнімдері
- Жалпы тарих
- Жер кадастрі, Жылжымайтын мүлік
- Журналистика
- Информатика
- Кеден ісі
- Маркетинг
- Математика, Геометрия
- Медицина
- Мемлекеттік басқару
- Менеджмент
- Мұнай, Газ
- Мұрағат ісі
- Мәдениеттану
- ОБЖ (Основы безопасности жизнедеятельности)
- Педагогика
- Полиграфия
- Психология
- Салық
- Саясаттану
- Сақтандыру
- Сертификаттау, стандарттау
- Социология, Демография
- Спорт
- Статистика
- Тілтану, Филология
- Тарихи тұлғалар
- Тау-кен ісі
- Транспорт
- Туризм
- Физика
- Философия
- Халықаралық қатынастар
- Химия
- Экология, Қоршаған ортаны қорғау
- Экономика
- Экономикалық география
- Электротехника
- Қазақстан тарихы
- Қаржы
- Құрылыс
- Құқық, Криминалистика
- Әдебиет
- Өнер, музыка
- Өнеркәсіп, Өндіріс
Қазақ тілінде жазылған рефераттар, курстық жұмыстар, дипломдық жұмыстар бойынша біздің қор #1 болып табылады.
Ақпарат
Қосымша
Email: info@stud.kz